Logowanie

Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1142 z 2008

Wyszukiwarka

Tytuł:

Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 12 września 2008 r. w sprawie sposobu monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji

Status aktu prawnego:Obowiązujący
Data ogłoszenia:2008-10-16
Data wydania:2008-09-12
Data wejscia w życie:2008-10-31
Data obowiązywania:2008-10-16

Treść dokumentu: Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1142 z 2008


Dziennik Ustaw Nr 183                — 9720 —                Poz. 1142

1142

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ÂRODOWISKA1) z dnia 12 września 2008 r. w sprawie sposobu monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji Na podstawie art. 41 ustawy z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz. U. Nr 281, poz. 2784) zarządza się, co następuje: §

1. Rozporządzenie określa:

1) sposób monitorowania wielkości emisji;

2) częstotliwość przekazywania danych dotyczących monitorowanych wielkości emisji;

3) zakres informacji zawartych w rocznym raporcie;

4) formę i układ rocznego raportu;

5) sposób weryfikacji rocznych raportów. §

2. Ilekroć w rozporządzeniu jest mowa o:

1) biomasie — rozumie się przez to niekopalny materiał organiczny ulegający biodegradacji, pochodzący z roślin, zwierząt i mikroorganizmów, a także produkty, produkty uboczne, pozostałości i odpady z działalności w rolnictwie, leśnictwie i z pokrewnych kategorii działalności przemysłowej, niekopalne i ulegające biodegradacji frakcje organiczne odpadów przemysłowych i komunalnych, w tym gazy i płyny odzyskiwane w procesie rozkładu niekopalnego i ulegającego biodegradacji materiału organicznego; wykaz materiałów uznawanych za biomasę jest określony w części F załącznika nr 1 do rozporządzenia; wskaźnik emisji biomasy wynosi zero [Mg CO2/TJ lub Mg lub m3];

2) ciągłym pomiarze emisji — rozumie się przez to zestaw czynności mających na celu określenie wartości wielkości emisji poprzez kilkakrotne w ciągu godziny pomiary, przy zastosowaniu pomiaru na miejscu w kominie lub procedur polegających na pobieraniu prób przez przyrząd pomiarowy zlokalizowany w pobliżu komina; nie obejmując metod pomiarowych polegających na pobieraniu pojedynczych próbek z komina w rozumieniu rozporządzenia Ministra Ârodowiska z dnia 23 grudnia 2004 r. w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji (Dz. U. Nr 283, poz. 2842);

3) CO2 związanym w paliwie — rozumie się przez to ilość CO2 będącą częścią paliwa;

4) czystym materiale lub paliwie — rozumie się przez to materiał lub paliwo zawierające co najmniej 97 % (w odniesieniu do masy) określonej substan———————

1)

cji lub pierwiastka — odpowiadające handlowej klasyfikacji „czysty”, przy czym w przypadku biomasy wyrażenie to odnosi się do frakcji węgla z biomasy w całkowitej ilości węgla w paliwie lub materiale;

5) dokładności — rozumie się przez to stopień zgodności wyniku pomiaru i rzeczywistej wartości danej wielkości (albo wartości referencyjnej/odniesienia, określonej empirycznie przy zastosowaniu znormalizowanych metod przyjętych w skali międzynarodowej i materiałów kalibracyjnych sprawdzanych pod kątem zgodności), przy uwzględnieniu zarówno czynników losowych, jak i systematycznych;

6) głównych źródłach w instalacji, łącznie z głównymi strumieniami paliw i materiałów — rozumie się przez to źródła, które nie należą do grupy pomniejszych źródeł;

7) grupie emisji — rozumie się przez to przedział, w jakim znajduje się dana instalacja, określony zgodnie ze średnią wielkością rocznej emisji CO2 w poprzednim okresie rozliczeniowym z całej instalacji, gdzie: a) grupa A oznacza średnią wielkość rocznej emisji CO2 w poprzednim okresie rozliczeniowym ≤ 50 tys. Mg CO2, b) grupa B oznacza średnią wielkość rocznej emisji CO2 w poprzednim okresie rozliczeniowym > 50 tys. Mg CO2 i ≤ 500 tys. Mg CO2, c) grupa C oznacza średnią wielkość rocznej emisji CO2 w poprzednim okresie rozliczeniowym > 500 tys. Mg CO2;

8) przyrządzie pomiarowym — rozumie się przez to urządzenie, które ma być użyte do dokonania pomiarów samodzielnie lub w połączeniu z urządzeniem/urządzeniami uzupełniającymi;

9) istotnej niezgodności — rozumie się przez to niezgodność z wymaganiami planu monitorowania, która to niezgodność może być potraktowana przez organ kontrolny jako niezgodna z warunkami zezwolenia i może prowadzić do innego traktowania instalacji przez organ właściwy;

10) metodyce monitorowania — rozumie się przez to metody stosowane do ustalenia wielkości emisji z instalacji, łącznie z doborem poziomów dokładności dla poszczególnych elementów zestawu danych;

11) metodzie bilansu energii — rozumie się przez to metodę służącą do szacowania ilości energii zawartej w paliwie zużytym w kotle, obliczonej jako suma ciepła użytecznego i wszelkich strat energii, między innymi w drodze promieniowania, przenoszenia i emisji gazów spalinowych;

Minister Ârodowiska kieruje działem administracji rządowej — środowisko, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 2 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 16 listopada 2007 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Ârodowiska (Dz. U. Nr 216, poz. 1606).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9721 —                Poz. 1142

12) niepewności — rozumie się przez to parametr związany z wynikiem określania wielkości, charakteryzujący rozproszenie wartości, jakie można racjonalnie przypisać danej wielkości, przy uwzględnieniu wpływu zarówno czynników systematycznych, jak i losowych, i wyrażony w procentach dla przedziału ufności wartości średniej wynoszącego 95 %, z uwzględnieniem wszelkiej asymetrii w rozkładzie wartości;

13) niezgodności — rozumie się przez to jakąkolwiek czynność lub pominięcie czynności w instalacji podlegającej weryfikacji, zamierzone lub niezamierzone, które jest sprzeczne z planem monitorowania;

14) nieracjonalnych kosztach — rozumie się przez to koszty niewspółmierne do spodziewanego przez prowadzącego instalację efektu w postaci podniesienia poziomu dokładności monitorowania wielkości emisji CO2, które prowadzący instalację poniósłby w przypadku zastosowania podwyższonego poziomu dokładności, z tym że nieracjonalność kosztowa została uzasadniona w zezwoleniu wydanym przez organ właściwy z zachowaniem należytej staranności; w odniesieniu do środków podnoszących jakość monitorowania emisji, ale niewywierających bezpośredniego wpływu na dokładność. Koszty można uznać za nieracjonalne, jeżeli przekraczają wskaźnikowy poziom 1 % średniej wartości dostępnych danych dotyczących emisji podawanych w poprzednim okresie rozliczeniowym; w odniesieniu do instalacji nieposiadających tego rodzaju danych historycznych, jako poziom odniesienia stosuje się dane z reprezentatywnych instalacji, w których prowadzi się takie same lub porównywalne działania, skalowanych zgodnie z ich mocą produkcyjną;

15) nieracjonalności technicznej — rozumie się przez to działania nieuzasadnione pod względem wykonalności technicznej, niewspółmierne do spodziewanego przez prowadzącego instalację efektu, w postaci podniesienia poziomu dokładności monitorowania wielkości emisji CO2, które mogą być zrealizowane przez prowadzącego instalację w wymaganym czasie, których nieracjonalność została stwierdzona i udokumentowana przez prowadzącego instalację w raporcie;

16) organie właściwym — rozumie się przez to organ właściwy do wydania pozwolenia zintegrowanego lub pozwolenia na wprowadzanie gazów lub pyłów do powietrza, o których mowa w art. 378 ust. 1 i 2a ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. — Prawo ochrony środowiska (Dz. U. z 2008 r. Nr 25, poz. 150, z późn. zm.2));

17) partii paliwa (surowca, materiału) — rozumie się przez to ilość paliwa (surowca, materiału) dostarczaną jednorazowo lub w sposób ciągły w określonej jednostce czasu, poddawaną reprezentatywnemu próbkowaniu, dla których określa się wartość opałową i zawartość węgla oraz inne cechy składu chemicznego; ———————

2)

18) paliwie (materiałach) w obrocie handlowym — rozumie się przez to paliwa (materiały) o określonym składzie, podlegające częstemu i swobodnemu obrotowi, jeśli dana partia paliwa (materiału) była przedmiotem handlu między stronami ekonomicznie niezależnymi, wliczając w to wszystkie komercyjne paliwa znormalizowane, gaz ziemny, ciężki i lekki olej opałowy, węgiel, koks naftowy;

19) planie monitorowania — rozumie się przez to szczegółową, kompletną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania wielkości emisji z instalacji, w tym dokumentację w zakresie gromadzenia i obróbki danych, a także systemu kontroli poprawności danych;

20) pomniejszych źródłach, pomniejszych strumieniach paliw i materiałów wsadowych — rozumie się przez to źródła, strumienie materiałów wsadowych, które emitują rocznie nie więcej niż 5 tys. Mg CO2 lub na które przypada nie więcej niż 10 % (do maksymalnej wielkości wkładu 100 tys. Mg CO2 pochodzącego z paliw kopalnych rocznie) całkowitej rocznej wielkości emisji CO2 z danej instalacji, przy czym chodzi o wielkość większą w kategoriach bezwzględnych wielkości emisji;

21) poważnym zafałszowaniu — rozumie się przez to zafałszowanie (pominięcie, błędną interpretację i błędy, bez uwzględniania dopuszczalnej niepewności) w rocznym raporcie, które według oceny weryfikatora może wpłynąć na wiarygodność raportu;

22) poziomie dokładności — rozumie się przez to metodykę ustalania poszczególnych elementów zestawu danych (dotyczących rodzaju instalacji i źródeł w ramach instalacji, wskaźników emisji oraz współczynników utleniania lub konwersji), w poszczególnych grupach emisji, w celu jak najdokładniejszego określenia wielkości emisji CO2; poziom dokładności oznaczony jest kolejnymi liczbami od 1 do 4, z tym że im większa liczba, tym poziom dokładności jest wyższy; równoważne poziomy dokładności oznaczone są lit. a lub b;

23) poziomie istotności — rozumie się przez to próg ilościowy lub punkt odcięcia zastosowany do określenia prawidłowych wniosków z weryfikacji danych dotyczących wielkości emisji, podanych w rocznym raporcie;

24) poziomie pewności — rozumie się przez to stopień, do jakiego weryfikator jest przekonany, że wnioski z weryfikacji dowodzą, iż informacje przekazane w rocznym raporcie dla instalacji są wolne od poważnych zafałszowań lub zafałszowania takie występują;

25) racjonalnym zapewnieniu — rozumie się przez to wysoki, ale nie absolutny poziom zapewnienia, wyrażony pozytywnie we wnioskach z weryfikacji, czy weryfikowany roczny raport jest wolny od poważnych zafałszowań oraz czy instalacja nie wykazuje poważnych niezgodności;

26) ryzyku zawodności systemów kontroli wewnętrznej — rozumie się przez to podatność parametru w rocznym raporcie na poważne zafałszowanie, któremu system kontroli nie zapobiegnie, nie wykryje go ani nie skoryguje na czas;

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2008 r. Nr 111, poz. 708, Nr 138, poz. 865, Nr 154, poz. 958 i Nr 171, poz. 1056.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9722 —                Poz. 1142

27) ryzyku niewykrycia — rozumie się przez to ryzyko polegające na tym, że weryfikator nie wykryje poważnego zafałszowania lub poważnej niezgodności;

28) ryzyku nieodłącznym — rozumie się przez to podatność zestawu danych określonych w rocznym raporcie na poważne zafałszowania, przy założeniu, że nie prowadzono związanych z nim działań kontrolnych;

29) ryzyku weryfikacyjnym — rozumie się przez to ryzyko wyrażenia przez weryfikatora nieprawidłowych wniosków z weryfikacji, będących funkcją ryzyka nieodłącznego, ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej i ryzyka niewykrycia;

30) strumieniu materiałów wsadowych lub paliw — rozumie się przez to rodzaj paliwa, surowca lub produktu, który w wyniku zużycia lub produkcji powoduje powstawanie emisji CO2 w jednym źródle lub w większej liczbie źródeł;

31) systemie pomiarowym — rozumie się przez to kompletny zestaw przyrządów pomiarowych i innego sprzętu, stosowany do określania elementów zestawu danych;

32) warunkach normalnych — rozumie się przez to temperaturę wynoszącą 273,15 K (tj. 0 °C) i ciśnienie wynoszące 101 325 Pa dla metra sześciennego (m3), wykorzystywane przez prowadzącego instalację do monitorowania wielkości emisji CO2, które są udokumentowane i przedstawione w rocznym raporcie;

33) weryfikatorze — rozumie się przez to uprawnionego, niezależnego audytora lub wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska, dokonującego weryfikacji w zakresie zgodności informacji zawartych w rocznym raporcie ze stanem faktycznym;

34) wzorcowaniu — rozumie się przez to zestaw czynności, które w danych warunkach określają zależności między wartościami wskazywanymi przez przyrząd pomiarowy lub system pomiarowy lub wartościami reprezentowanymi przez wzorzec miary lub materiał referencyjny a odpowiednimi wartościami wielkości uzyskanymi na podstawie wzorca porównawczego;

35) zachowawczości — rozumie się przez to zestaw założeń, który został zdefiniowany w taki sposób, aby nie nastąpiło niedoszacowanie emisji;

36) zestawie danych — rozumie się przez to następujące wartości odpowiednio: ilość zużytego paliwa (surowca, materiału), wartość opałową paliwa, wskaźnik emisji, współczynnik utleniania lub konwersji, zawartość węgla oraz frakcje biomasy;

37) znormalizowanych paliwach handlowych — rozumie się przez to znormalizowane paliwa handlowe w skali międzynarodowej, których wartość opałowa została określona z dokładnością ±1 % z poziomem ufności 95 %;

38) źródle — rozumie się przez to urządzenie lub zespół urządzeń możliwy do zidentyfikowania w ramach instalacji jako oddzielne źródło, z którego emitowane są gazy cieplarniane;

39) źródłach de minimis, strumieniach materiałów wsadowych lub paliw de minimis — rozumie się przez to grupę pomniejszych źródeł, które łącznie emitują maksymalnie 1 tys. Mg CO2 lub mniej lub na które przypada nie więcej niż 2 % (do maksymalnej wielkości wkładu 20 tys. Mg CO2 pochodzących z paliw kopalnych rocznie) całkowitej rocznej emisji CO2 z instalacji przed odjęciem przenoszonego CO2, przy czym chodzi o wielkość większą w kategoriach bezwzględnych wielkości emisji. § 3.

1. Monitoruje się całkowitą wielkość emisji CO2 z instalacji, z podziałem na:

1) emisje powstające w warunkach normalnej eksploatacji instalacji oraz

2) emisje powstające w warunkach odbiegających od normalnych, włącznie z rozruchem i zamykaniem instalacji lub poszczególnych źródeł wchodzących w skład instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi, występującymi w danym okresie rozliczeniowym.

2. Ogólny sposób monitorowania wielkości emisji CO2 dla wszystkich rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji określa załącznik nr 1 do rozporządzenia.

3. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z procesów spalania paliw określa załącznik nr 2 do rozporządzenia.

4. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z rafinerii ropy naftowej określa załącznik nr 3 do rozporządzenia.

5. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z pieców koksowniczych określa załącznik nr 4 do rozporządzenia.

6. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji prażenia i spiekania rud metali, w tym rudy siarczkowej, określa załącznik nr 5 do rozporządzenia.

7. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, określa załącznik nr 6 do rozporządzenia.

8. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji klinkieru cementowego w piecach obrotowych określa załącznik nr 7 do rozporządzenia.

9. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji wapna określa załącznik nr 8 do rozporządzenia.

10. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji szkła, w tym włókna szklanego, określa załącznik nr 9 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9723 —                Poz. 1142

11. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji wyrobów ceramicznych za pomocą wypalania określa załącznik nr 10 do rozporządzenia.

12. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji papieru lub tektury określa załącznik nr 11 do rozporządzenia. § 4.

1. Monitorowanie wielkości emisji CO2, o której mowa w § 3 ust. 1 pkt 1, wykonuje się poprzez wskazanie zestawu danych stosowanego we wzorach obliczeniowych określonych w części A załącznika nr 1 do rozporządzenia lub na podstawie pomiarów określonych w części B załącznika nr 1 do rozporządzenia.

2. W przypadku prowadzenia monitorowania na podstawie pomiarów, prowadzący instalację potwierdza uzyskane wielkości emisji CO2 za pomocą wzorów obliczeniowych określonych w załącznikach nr 1—11 do rozporządzenia. § 5.

1. Zakres informacji zawartych w rocznym raporcie oraz forma i układ rocznego raportu określa załącznik nr 12 do rozporządzenia.

2. Prowadzący instalację przekazuje dane dotyczące monitorowanych wielkości emisji CO2 w rocznym raporcie.

3. Roczny raport przekazywany jest w formie pisemnej oraz elektronicznej za pośrednictwem publicznych sieci telekomunikacyjnych w rozumieniu ustawy

z dnia 16 lipca 2004 r. — Prawo telekomunikacyjne (Dz. U. Nr 171, poz. 1800, z późn. zm.3)). §

6. Sposób weryfikacji rocznych raportów jest określony w załączniku nr 13 do rozporządzenia. §

7. Szczegółowy sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określa załącznik nr 14 do rozporządzenia. §

8. Traci moc rozporządzenie Ministra Ârodowiska z dnia 12 stycznia 2006 r. w sprawie sposobu monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 16, poz. 124). §

9. Przepisy rozporządzenia stosuje się od dnia 1 stycznia 2008 r. w zakresie dotyczącym sposobu monitorowania wielkości emisji, częstotliwości przekazywania danych dotyczących monitorowanych wielkości emisji, zakresu informacji zawartych w rocznym raporcie oraz formy i układu rocznego raportu. §

10. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia. Minister Ârodowiska: M. Nowicki ———————

3)

Zmiany wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2004 r. Nr 273, poz. 2703, z 2005 r. Nr 163, poz. 1362 i Nr 267, poz. 2258, z 2006 r. Nr 12, poz. 66, Nr 104, poz. 708 i 711, Nr 170, poz. 1217, Nr 220, poz. 1600, Nr 235, poz. 1700 i Nr 249, poz. 1834, z 2007 r. Nr 23, poz. 137, Nr 50, poz. 331 i Nr 82, poz. 556 oraz z 2008 r. Nr 17, poz. 101.

Załączniki do rozporządzenia Ministra Ârodowiska z dnia 12 września 2008 r. (poz. 1142)

Załącznik nr 1

OGÓLNY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 DLA WSZYSTKICH RODZAJÓW INSTALACJI OBJ¢TYCH WSPÓLNOTOWYM SYSTEMEM HANDLU UPRAWNIENIAMI DO EMISJI

1. Monitorowanie wielkości emisji CO2 wykonuje się przez użycie wzorów obliczeniowych określonych w załącznikach do rozporządzenia lub na podstawie pomiarów, z wykorzystaniem zestawu danych określonych z poziomem dokładności wynikającym z zakwalifikowania instalacji do odpowiedniej grupy emisji, zgodnie ze średnią wielkością rocznej emisji CO2 w poprzednim okresie rozliczeniowym z instalacji objętej wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji. ———————

1)

Dla rodzajów instalacji1) elementy zestawu danych podaje się z poziomem dokładności wynikającym z zakwalifikowania instalacji do odpowiedniej grupy emisji, zgodnie z tabelą nr 4.

2. W odniesieniu do rodzajów instalacji, dla których rozporządzenie przewiduje równoważny poziom dokładności, można dowolnie zastosować jeden z poziomów, zamienić jeden poziom na drugi, odnotowując taką zamianę w rocznym raporcie, pod warunkiem że w zezwoleniu znajduje się opis spełniania przez prowadzącego instalację wymagań obu poziomów dokładności.

3. W odniesieniu do rodzajów instalacji, dla których rozporządzenie przewiduje alternatywną metodę obli-

Rodzaje instalacji określone w rozporządzeniu Ministra Ârodowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 60, poz. 429, z późn. zm.).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9724 —                Poz. 1142

czeniową2), można dowolnie zastosować jedną z podanych metod, zamienić jedną metodę na drugą, odnotowując taką zamianę w rocznym raporcie, pod warunkiem że w określonej w zezwoleniu procedurze monitorowania znajduje się opis spełniania przez prowadzącego instalację wymagań obu metod obliczeniowych.

4. Jeżeli z rocznego raportu za rok „n” wynika, że wielkość emisji monitorowanego CO2 przekracza wielkość graniczną w grupie emisji (odpowiednio 50 tys. Mg CO2 lub 500 tys. Mg CO2), to należy zmienić poziom dokładności na odpowiedni, określony dla danej grupy emisji; zmiana musi nastąpić najpóźniej od dnia 1 stycznia roku „n+2” i mieć charakter trwały.

5. Jeżeli sposób monitorowania wielkości emisji CO2 oparty na najwyższym poziomie dokładności jest czasowo niewykonalny z powodów nieracjonalności technicznej, można stosować poziom dokładności o jeden stopień niższy do czasu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie poprzedniego wyższego poziomu dokładności. Należy podjąć wszelkie możliwe działania niezbędne dla umożliwienia jak najszybszego przywrócenia poziomu dokładności stosowanego pierwotnie do celów monitorowania.

6. Wszelkie zmiany poziomów dokładności oraz szczegółowe informacje na temat przejściowo stosowanej metodyki monitorowania, w tym czas jej stosowania oraz wielkość emisji CO2, pochodzącą z poszczególnych okresów odstępstwa od metodyki określonej w zezwoleniu, należy uzasadnić i w pełni udokumentować w rocznym raporcie. Zmiana poziomów dokładności, jaka miała miejsce w czasie danego roku okresu rozliczeniowego, powinna być ujęta w oddzielnej części raportu za odpowiednie części danego roku okresu rozliczeniowego.

7. Jeżeli do monitorowania wielkości emisji CO2 stosuje się dla danego typu paliwa wartości opałowe i wskaźniki emisji, właściwe dla danego kraju, zgłoszone w najnowszym wykazie przekazanym do Sekretariatu Konwencji Ramowej Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatycznych, należy stosować wskaźniki emisji, wartości opałowe z Tabel wartości opałowych i wskaźników emisji CO2 do raportowania w ramach Wspólnotowego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji obowiązujących w danym roku kalendarzowym, przygotowanych w oparciu o dane zgłoszone w najnowszym wykazie przekazanym do Sekretariatu Konwencji Ramowej Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatycznych i zastosowanych w Raporcie inwentaryzacji emisji gazów cieplarnianych i ich prekursorów do powietrza za ostatni dostępny rok, ogłoszonych na stronach internetowych Ministerstwa Ârodowiska i informacyjnie na stronach internetowych Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji.

8. Nie monitoruje się wielkości emisji CO2 ze spalania paliw w silnikach spalinowych wykorzystywanych do celów transportowych. ———————

2)

9. Sposób monitorowania wielkości emisji CO2 przez każdego prowadzącego instalację jest oparty na planie monitorowania. Monitorowanie emisji CO2 prowadzi prowadzący instalację na podstawie planu monitorowania, który zawiera:

1) opis instalacji, która ma być objęta monitorowaniem, w tym: oznaczenie prowadzącego instalację i jego adres zamieszkania lub siedziby, informację o tytule prawnym do instalacji, informację o rodzaju instalacji oraz charakterystykę techniczną źródeł powstawania i miejsca emisji substancji, informacje o rodzajach wykorzystywanych materiałów, surowców i paliw oraz o wielkości produkcji w każdym roku z ostatnich 5 lat;

2) informacje dotyczące zakresu obowiązków związanych z monitorowaniem i raportowaniem w odniesieniu do danej instalacji;

3) wykaz źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych, które mają być objęte monitorowaniem w ramach każdego rodzaju instalacji prowadzonego w tej instalacji;

4) opis metody obliczeń lub metody pomiarów, która ma być zastosowana;

5) wykaz poziomów dokładności dla poszczególnych elementów zestawu danych: danych dotyczących rodzaju instalacji, odpowiednio zużytego paliwa i jego wartości opałowej, wskaźników emisji, współczynników utleniania lub konwersji dla każdego strumienia materiałów wsadowych, który ma być objęty monitorowaniem;

6) opis systemów pomiarowych oraz specyfikacje i dokładną lokalizację przyrządów pomiarowych, które zostaną zastosowane do każdego ze strumieni materiałów wsadowych lub paliw, który ma być objęty monitorowaniem;

7) w stosownych przypadkach dowody wykazujące zgodność z progami niepewności dla danych dotyczących rodzaju instalacji oraz innych parametrów dla poziomów dokładności zastosowanych dla każdego ze strumieni materiałów wsadowych lub paliw;

8) w stosownych przypadkach opis metody stosowanej do próbkowania paliwa i materiałów w celu ustalenia wartości opałowej, zawartości węgla, wskaźników emisji i współczynnika utleniania lub konwersji oraz zawartości biomasy dla każdego ze strumieni materiałów wsadowych lub paliw;

9) opis źródeł lub metod analitycznych, które prowadzący instalację zamierza użyć do określenia wartości opałowych, zawartości węgla, wskaźnika emisji, współczynnika utleniania, współczynnika konwersji lub frakcji biomasy dla każdego ze strumieni materiałów wsadowych lub paliw;

10) w stosownych przypadkach, wykaz i opis nieakredytowanych laboratoriów i odnośnych procedur analitycznych, wraz z wykazem wszelkich odnośnych procedur zapewnienia jakości;

„Metoda W — Węglany”, „Metoda G — Gips”, „Metoda P — Produkcja klinkieru” i „Metoda T — Tlenki alkaliczne” przedstawione w załącznikach nr 2, 7, 8, 9, 10 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9725 —                Poz. 1142

11) w stosownych przypadkach, opis systemu ciągłego pomiaru emisji do wykorzystania na potrzeby monitorowania źródeł emisji (w tym punktów pomiarowych, częstotliwości pomiarów, stosowanych urządzeń, procedur wzorcowania, gromadzenia danych i procedur ich przechowywania oraz metod potwierdzania obliczeń i raportowania w zakresie danych dotyczących działalności, wskaźników emisji);

12) w stosownych przypadkach, kiedy zastosowano metodę rezerwową, wyczerpujący opis metody i analizy niepewności, jeżeli nie została wcześniej objęta w ramach podpunktów 1— 11;

13) opis procedur pozyskiwania danych i ich obróbki oraz działań kontrolnych, jak również opis tych działań zgodnie z niniejszym załącznikiem;

14) w stosownych przypadkach, informacje na temat odpowiednich powiązań z działaniami podejmowanymi w ramach programu ekozarządzania i audytu (EMAS)3) lub innych systemów zarządzania w dziedzinie ochrony środowiska, w szczególności na temat procedur i kontroli mających znaczenie dla monitorowania i sprawozdawczości w odniesieniu do wielkości emisji CO2. Układ planu monitorowania Plan monitorowania sporządza się zgodnie z tabelą A. Tabelę A można adaptować stosownie do liczby rodzajów instalacji i źródeł oraz rodzajów paliw i procesów objętych monitorowaniem.

Tabela A. Plan monitorowania

———————

3)

4)

5) 6)

Europejski system ekozarządzania i audytu EMAS — na podstawie ustawy z dnia 12 marca 2004 r. o krajowym systemie ekozarządzania i audytu (EMAS) (Dz. U. Nr 70, poz. 631, z 2005 r. Nr 175, poz. 1462 oraz z 2007 r. Nr 93, poz. 621). Należy podać liczbę porządkową określoną w rozporządzeniu Rady Ministrów w sprawie przyjęcia Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na dany okres rozliczeniowy. Czy jest wymagana, wstawić tak lub nie. Wypełniać tylko w przypadku, kiedy instalacja objęta jest obowiązkiem sprawozdawczym na podstawie rozporządzenia (WE) nr 166/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. w sprawie ustanowienia Europejskiego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń i zmieniającego dyrektywę Rady 91/689/EWG i 96/61/WE, a w zezwoleniu dla instalacji nie ma więcej niż jednej kategorii działalności objętej E-PRTR. Podanie tej informacji nie jest obowiązkowe; stosuje się ją wyłącznie dla celów uzupełniających identyfikację, jako dodatek do podanej nazwy i adresu.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9726 —                Poz. 1142

———————

7) 8)

Maksymalna ilość wyrobu lub wyrobów, która może być wytworzona w jednostce czasu w normalnych warunkach pracy instalacji. Ilość energii wprowadzonej do instalacji w paliwie w jednostce czasu przy jej nominalnym obciążeniu.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9727 —                Poz. 1142

———————

9)

Stosowany poziom dokładności — należy wpisać przy wykorzystywaniu przez prowadzącego instalację możliwości odstępstw.

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9728 —                Poz. 1142

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9729 —                Poz. 1142

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9730 —                Poz. 1142

10. Zmiany w planie monitorowania muszą być precyzyjnie sformułowane, uzasadnione i w pełni udokumentowane w wewnętrznej dokumentacji prowadzonej przez prowadzącego instalację oraz w rocznym raporcie. Część A Obliczanie wielkości emisji CO2

1. Do obliczania wielkości emisji CO2 stosuje się następujący wzór: E = D • We • Wu gdzie: E D We Wu — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji (zużyte paliwo i wartość opałowa), — oznacza wskaźnik emisji wyrażony w [Mg CO2/TJ], — oznacza współczynnik utleniania wyrażony jako ułamek liczby całkowitej,

Zp = C • NCV gdzie: C — oznacza zużyte paliwo [Mg] lub [m3], NCV — oznacza wartość opałową paliwa [TJ/Mg] lub [TJ/m3]. Węgiel [C] zawarty w paliwie, który w procesie spalania nie uległ całkowitemu utlenieniu do postaci CO2, uwzględnia się we współczynniku utleniania i wyraża jako ułamek liczby całkowitej. W przypadku gdy współczynnik utleniania uwzględnia się we wskaźniku emisji, nie stosuje się oddzielnego współczynnika utleniania.

3. Szczegółowe wzory obliczeń wielkości emisji CO2 z procesu spalania są określone w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

4. Wielkość emisji CO2 pochodzącą z procesów technologicznych oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = D • We • Wk gdzie: E D — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji oparte na parametrze zużycia materiałów, wydajności przetwórczej lub wielkości produkcji; wyrażone jako [Mg] lub [m3], — oznacza wskaźnik emisji wyrażony w [Mg CO2/Mg lub Mg CO2/m3], — oznacza współczynnik konwersji.

lub wzór z alternatywnej metody, o ile metoda taka jest określona w załącznikach nr 2— do rozporzą11 dzenia, dotyczących poszczególnych rodzajów instalacji.

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącą z procesu spalania paliw oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = Zp • We • Wu gdzie: E Zp We Wu — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza ilość zużytego paliwa wyrażoną w postaci zawartości energii [TJ], — oznacza wskaźnik emisji wyrażony w [Mg CO2/TJ], — oznacza współczynnik utleniania wyrażony jako ułamek liczby całkowitej.

We Wk

Węgiel zawarty w materiałach wsadowych, który w trakcie procesu spalania nie ulega całkowitemu utlenieniu do postaci CO2, uwzględnia się we współczynniku konwersji i wyraża jako ułamek liczby całkowitej. W przypadku gdy współczynnik konwersji uwzględnia się we wskaźniku emisji, nie stosuje się oddzielnego współczynnika konwersji. Ilość użytego materiału wsadowego wyraża się parametrami masy lub objętości [Mg lub m3].

———————

10)

Europejski system ekozarządzania i audytu EMAS — na podstawie ustawy z dnia 12 marca 2004 r. o krajowym systemie ekozarządzania i audytu (EMAS) (Dz. U. Nr 70, poz. 631, z 2005 r. Nr 175, poz. 1462 oraz z 2007 r. Nr 93, poz. 621).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9731 —                Poz. 1142

5. Szczegółowe określenie metody obliczania wielkości emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych dotyczących różnych rodzajów instalacji są określone w załącznikach nr 3— do rozporządzenia. 11 Poziomy dokładności

1. Można zastosować różne poziomy dokładności dla różnych elementów zestawu danych, jeżeli są one opisane w procedurze monitorowania określonej w zezwoleniu.

2. Stosuje się metodę najwyższego poziomu dokładności do ustalania wszystkich zmiennych dla wszystkich strumieni materiałów wsadowych lub paliw w odniesieniu do wszystkich instalacji należących do grupy emisji B lub C.

3. Można zastosować niższy poziom dokładności dla danego elementu zestawu danych, najbliższy w ramach metodyki monitorowania, wyłącznie w przypadku, gdy w sposób przekonywujący udokumentuje się, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności jest z przyczyn technicznych niewykonalne lub będzie skutkowało nieracjonalnie wysokimi kosztami.

4. Stosuje się w stosunku do wszystkich głównych źródeł w instalacji i głównych strumieni materiałów wsadowych co najmniej poziomy dokładności określone w tabeli nr

4.

5. Można zastosować poziom dokładności 1 jako minimum dla elementów zestawu danych stosowanych w obliczeniach wielkości emisji z pomniejszych źródeł, pomniejszych strumieni materiałów wsadowych oraz zastosować metody monitorowania i sprawozdawczości, korzystając z własnej oceny szacunkowej dla źródeł de minimis i strumienia materiałów wsadowych lub paliw de minimis, nie stosując podziału na poziomy dokładności.

6. W odniesieniu do paliwa z biomasy i materiałów kwalifikujących się jako czyste można zastosować metody monitorowania bez podziału na poziomy dokładności, w odniesieniu do instalacji lub technicznie możliwych do zidentyfikowania jej części, chyba że zastosuje się metodę odejmowania obliczonej wartości emisji pochodzącej z biomasy od wartości emisji określonej za pomocą ciągłego pomiaru emisji. Takie metody niestosujące podziału na poziomy dokładności obejmują metodę bilansu energetycznego.

7. Wielkości emisji CO2 pochodzące z paliw zawierających zanieczyszczenia w formie skamielin i materiałów kwalifikujących się jako biomasa podaje się i szacuje się przy pomocy metod niestosujących podziału na poziomy dokładności. Paliwa mieszane i materiały zawierające biomasę charakteryzuje się z zastosowaniem wymagań części G pkt 4, chyba że strumień materiałów wsadowych kwalifikuje się jako źródła de minimis lub strumień materiałów wsadowych lub paliw de minimis.

8. Jeżeli zastosowanie metodyki najwyższego poziomu dokładności lub zastosowanie poziomu dokładności określonego w zezwoleniu są czasowo nie-

wykonalne z powodów technicznych, można zastosować najwyższy z dostępnych poziomów dokładności, do czasu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie poprzedniego poziomu. Należy podjąć wszelkie działania niezbędne do jak najszybszego przywrócenia poziomu dokładności stosowanego pierwotnie do celów monitorowania i raportowania. Zmiany poziomów dokładności muszą być w pełni udokumentowane i opisane w rocznym raporcie ze szczegółowymi informacjami na temat przejściowej metodyki monitorowania.

9. Luki w danych, wynikające z okresów przerw w pracy systemów pomiarowych, należy traktować zgodnie z dobrą praktyką zawodową, zapewniającą zachowawcze oszacowanie wielkości emisji, z uwzględnieniem przepisów dokumentu referencyjnego w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli11).

10. W przypadku zmiany poziomów dokładności w trakcie roku okresu rozliczeniowego wielkość emisji CO2 określa się jako oddzielne części raportu w odniesieniu do odpowiednich części danego roku okresu rozliczeniowego. Metody rezerwowe

1. W przypadkach, w których zastosowanie co najmniej poziomu dokładności 1 dla strumieni materiałów wsadowych, z wyjątkiem źródeł de minimis, strumienia materiałów wsadowych lub paliw de minimis, jest technicznie niewykonalne lub skutkowałoby nieracjonalnymi kosztami, stosuje się tzw. metodę rezerwową. Zwalnia to z obowiązku zastosowania wymagań z części A „Poziomy dokładności” niniejszego załącznika do rozporządzenia i pozwala na opracowanie w pełni zindywidualizowanej metodyki monitorowania. Przedstawia się przekonywujące uzasadnienie, że przez zastosowanie tej alternatywnej metodyki w odniesieniu do całej instalacji, ogólne poziomy niepewności podane w tabeli nr 1 załącznika nr 1 do rozporządzenia dla rocznej wielkości emisji CO2 zostają spełnione dla całej instalacji.

2. Analiza niepewności ocenia ilościowo niepewności wszystkich elementów zestawu danych stosowanych do obliczenia rocznej wielkości emisji CO212). Analizę przeprowadza się na podstawie danych z poprzedniego roku oraz aktualizuje się ją co roku i załącza do rocznego raportu.

3. Stosuje się i podaje w rocznym raporcie dostępne dane lub najlepsze szacunki zestawu danych, w stosownych przypadkach stosując analizy laboratoryjne. Odpowiednie metody zamieszcza się w planie monitorowania. Tabela nr 1 nie ma zastosowania do instalacji, w których wielkość emisji CO2 określa się za pomocą ciągłego pomiaru emisji, zgodnie z załącznikiem nr 14 do rozporządzenia. ———————

11) 12)

„Dokument referencyjny w sprawie ogólnych zasad monitorowania”, lipiec 2003 r. „Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement, ISO”; wydanie polskie „Wyrażanie niepewności pomiaru. Przewodnik”, Główny Urząd Miar, 1999 r., oraz norma ISO 5172.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9732 —                Poz. 1142

Tabela nr

1. Rezerwowe progi całkowitej niepewności

Dane dotyczące rodzaju instalacji

1. Dane dotyczące rodzaju instalacji reprezentują informacje o przepływie materiałów, zużyciu paliwa, materiałach wsadowych lub o wielkości produkcji, wyrażonych w jednostkach energii [TJ] (w wyjątkowych przypadkach również jako masa lub objętość [Mg lub m3]) odnośnie do paliwa oraz masy lub objętości surowców lub produktów [Mg lub m3]. Można zastosować dane dotyczące rodzaju instalacji określone na podstawie zakupionej ilości paliwa lub materiału — potwierdzonej rachunkiem, określonych zgodnie z poziomami dokładności opisanymi w zezwoleniu.

2. W przypadku gdy danych dotyczących rodzaju instalacji na potrzeby obliczenia wielkości emisji CO2 nie można określić bezpośrednio, dane te określa się poprzez ocenę zmian zapasów, obliczając przy użyciu następującego wzoru: MC = MP + (MS – ME) – MO gdzie: MC — oznacza materiał przetworzony w danym roku okresu rozliczeniowego, MP — oznacza materiał zakupiony w danym roku okresu rozliczeniowego, MS — oznacza zapas materiału istniejący na początku danego roku okresu rozliczeniowego, ME — oznacza zapas materiału pozostały na końcu danego roku okresu rozliczeniowego, MO — oznacza materiał wykorzystany do innych celów (do transportu lub odsprzedaży).

3. W przypadku gdy ustalenie ilości MS i ME za pomocą bezpośrednich pomiarów jest technicznie niewykonalne albo powodowałoby ponoszenie nieracjonalnie wysokich kosztów, można oszacować te dwie wielkości w oparciu o dane z poprzednich lat w korelacji z wielkością produkcji w danym roku okresu rozliczeniowego lub udokumentowanych metod i odnośnych danych w zweryfikowanych sprawozdaniach finansowych za dany rok okresu rozliczeniowego.

4. W przypadku gdy określenie danych dotyczących rodzaju instalacji dla całego roku rozliczeniowego jest technicznie niewykonalne lub mogłoby skutkować nieracjonalnie wysokimi kosztami, wybiera się

następny odpowiedni dzień roboczy, który oddzieli dany rok rozliczeniowy od następnego. Odchylenia, które mogą stosować się do jednego lub kilku strumieni materiałów wsadowych, odnotowuje się, dając podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie konsekwentnie uwzględnia się w następnym roku. Wskaźniki emisji CO2

1. Wskaźniki emisji CO2 opierają się na zawartości węgla [C] w paliwach lub materiałach wsadowych. Wyraża się je jako współczynniki spalania [Mg CO2/TJ] lub współczynniki procesu [Mg CO2/Mg albo Mg CO2/m3].

2. W przypadku gdy stosowanie wskaźników emisji CO2 dla paliwa wyrażonych w [Mg CO2/TJ] skutkowałoby nieracjonalnymi kosztami, to do monitorowania wielkości emisji CO2 można stosować względem paliw wskaźnik emisji CO2 ze spalania, oparty na zawartości węgla w paliwach wyrażony w [Mg CO2/Mg]. Do przeliczania węgla [C] na odpowiednią wartość dla CO2 stosuje się współczynnik13) 3,664 [Mg CO2/Mg C].

3. Wskaźniki emisji CO2 oraz sposoby wyznaczania wskaźników emisji CO2 dla konkretnych rodzajów instalacji są określone w częściach E i G.

4. Wyższe poziomy dokładności wymagają wyznaczenia specjalnych wskaźników emisji CO2 dla konkretnych rodzajów instalacji zgodnie ze sposobami określonymi w części G. Metody oparte na poziomie dokładności 1 wymagają użycia referencyjnych wskaźników emisji CO2, określonych w części E.

5. Biomasę uznaje się za substancję neutralną pod względem emisji CO2, w związku z tym do biomasy stosuje się wskaźnik emisji CO2 wynoszący zero [Mg CO2/TJ lub Mg lub m3]. Wykaz różnych rodzajów materiałów uznawanych za biomasę jest określony w części F.

6. W odniesieniu do paliw lub materiałów zawierających zarówno węgiel [C] pochodzenia kopalnego, jak i węgiel [C] w postaci biomasy stosuje się ważony wskaźnik emisji CO2 oparty na procentowej zawartości węgla kopalnego w łącznej zawartości węgla w pa———————

13)

Współczynnik określa się jako stosunek mas atomowych węgla (12,011) i tlenu (15,9994).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9733 —                Poz. 1142

liwie. Obliczenie odpowiednio dokumentuje się zgodnie z wymaganiami określonymi w części G.

7. CO2 związany w paliwie, który jest przenoszony do instalacji objętych wspólnotowym systemem jako część paliwa, włącza się do wskaźnika emisji CO2 dla tego paliwa. CO2 związany w paliwie, pochodzący ze strumienia materiałów wsadowych, ale następnie przeniesiony z instalacji jako część paliwa, może zostać odjęty od wielkości emisji CO2 z tej instalacji — niezależnie od tego, czy zostaje dostarczony do innej instalacji objętej systemem, czy nie. W każdym przypadku zostaje on uwzględniony w rocznym raporcie jako informacja dodatkowa. Współczynnik utleniania lub konwersji

1. W przypadku gdy dany wskaźnik emisji CO2 nie uwzględnia procentowej zawartości węgla [C], który nie uległ utlenieniu lub nie został przetworzony w procesie, stosuje się dodatkowo współczynnik utleniania lub konwersji.

2. W przypadku gdy w danej instalacji stosowane są różne paliwa lub materiały i oblicza się współczynniki utleniania dla konkretnych rodzajów instalacji, można określić jeden zbiorczy współczynnik utleniania dla rodzaju instalacji i stosować go względem wszystkich paliw lub materiałów albo przypisać niecałkowite utlenianie do jednego głównego strumienia paliwa lub materiału, a wobec innych paliw lub materiałów stosować wartość współczynnika utleniania równą

1. Przenoszony CO2

1. CO2, który nie został wyemitowany z instalacji, lecz został wyprowadzony z niej w postaci czystej substancji, lub został bezpośrednio wykorzystany i związany w produkcie lub surowcu wsadowym, odejmuje się od obliczonej wielkości emisji CO2, opisując sposób wyliczenia ilości przenoszonego CO2. Odnośną ilość przenoszonego CO2 zgłasza się jako pozycję dodatkową w rocznym raporcie.

2. Za przenoszony CO2 można uznawać czysty CO2, który zostaje wyprowadzony z instalacji m. in. w celu wykorzystania:

1) do nasycania napojów;

2) jako suchy lód do celów chłodniczych;

3) jako czynnik gaśniczy, czynnik chłodniczy lub jako gaz laboratoryjny;

4) do dezynfekcji ziarna;

5) w produktach i surowcach w przemyśle spożywczym, chemicznym lub celulozowym;

6) jako węglany związane w suszony rozpryskowo produkt z półsuchego oczyszczania gazów spalinowych (SDAP).

3. W stosownych przypadkach masę CO2 lub węglanu przenoszonego rocznie określa się z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą mniej niż

1,5 % bezpośrednio, stosując przepływomierze masy lub objętości lub ważąc, albo pośrednio z masy odnośnego produktu.

4. W przypadkach, w których część przenoszonego CO2 została wygenerowana z biomasy lub gdy instalacja tylko częściowo jest objęta wspólnotowym systemem, odejmuje się tylko odpowiednią frakcję masy przenoszonego CO2 pochodzącego z paliw kopalnych i materiałów. Odpowiednie metody przypisywania tych frakcji szacuje się zachowawczo. C z ęś ć B Pomiary wielkości emisji CO2

1. Wielkość emisji CO2 może być określona przy użyciu systemów ciągłych pomiarów emisji, zwanych dalej „CEMS”, ze wszystkich lub z wybranych źródeł, stosując do tego celu znormalizowane lub przyjęte metody potwierdzające, że stosowanie metody CEMS umożliwia osiągnięcie większej dokładności niż obliczenie wielkości emisji CO2 przy użyciu najwyższych poziomów dokładności.

2. Konkretne rozwiązania w zakresie metod opartych na pomiarach przedstawiono w załączniku nr 14 do rozporządzenia.

3. System CEMS po uruchomieniu poddaje się okresowym kontrolom pod kątem jego funkcjonalności i prawidłowości działania. Kontrole systemu obejmują:

1) czas reakcji;

2) liniowość;

3) interferencje;

4) dryft wartości dla mierzonej wielkości;

5) dokładność w porównaniu do metody referencyjnej.

4. W zmierzonych wielkościach emisji CO2 wartość emisji CO2 pochodzącą z frakcji biomasy wyznaczoną w oparciu o metodę obliczeniową odejmuje się od całkowitej emisji CO2 z instalacji i zgłasza jako pozycję dodatkową. Poziomy dokładności metod pomiarowych

1. Dla każdego źródła wymienionego w zezwoleniu, dla którego odnośne wielkości emisji CO2 ustalane są z zastosowaniem CEMS, stosuje się najwyższy poziom dokładności zgodny z załącznikiem nr 14 do rozporządzenia.

2. Niższy poziom dokładności wobec danego elementu zestawu danych, najbliższy w hierarchii metodyki monitorowania, można zastosować tylko w przypadku przedłożenia przekonywających dowodów, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności jest z przyczyn technicznych niewykonalne lub doprowadzi do nieracjonalnie wysokich kosztów. Dlatego wybrany poziom dokładności metody powinien zapewniać najwyższy poziom dokładności, jaki jest technicznie wykonalny, i nie prowadzić do ponoszenia nieracjonalnie wysokich kosztów.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9734 —                Poz. 1142

3. W odniesieniu do okresu rozliczeniowego 2008—2012 stosuje się co najmniej poziom dokładności 2, wskazany w załączniku nr 14 do rozporządzenia, chyba że nie jest to technicznie wykonalne. Dalsze procedury i wymagania

1. Tempo zbierania prób danych Ârednie godzinowe („prawidłowy godzinowy zbiór danych”) oblicza się w stosownych przypadkach dla wszystkich elementów ustalania emisji, zgodnie z załącznikiem nr 14 do rozporządzenia, przez wykorzystanie wszystkich punktów danych dostępnych dla tej konkretnej godziny. W przypadku sprzętu, który nie był kontrolowany lub który pozostawał niesprawny przez część tej godziny, średnią godzinową oblicza się proporcjonalnie do pozostałych punktów danych dla tej konkretnej godziny. W przypadku gdy nie ma możliwości obliczenia prawidłowego godzinowego zbioru danych dla elementu ustalenia emisji z uwagi na fakt, że dostępnych jest mniej niż 50 % maksymalnej liczby godzinowych punktów danych14), godzina taka jest stracona. W każdym przypadku gdy obliczenie prawidłowego godzinowego zbioru danych jest niemożliwe, oblicza się wartości zastępcze.

2. Brakujące dane W przypadku gdy nie można otrzymać prawidłowego godzinowego zbioru danych dla jednego lub więcej elementów obliczeń emisji ze względu na brak kontroli nad sprzętem (np. w przypadku wzorcowania lub błędów wynikających z zakłóceń) lub jego niesprawności, określa się wartości zastępcze dla każdej z brakujących godzin z prawidłowym zbiorem danych zgodnie z poniższym: — stężenia W przypadku gdy nie można uzyskać prawidłowego godzinowego zbioru danych dla parametru mierzonego bezpośrednio jako stężenie, wartość zastępczą C*zast dla tej godziny oblicza się w następujący sposób:

rozliczeniowego. Jeśli taki okres nie ma zastosowania ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, określa się w sposobie monitorowania reprezentatywne ramy czasowe, w miarę możliwości trwające 1 rok. Obliczenia średniej arytmetycznej i odchylenia standardowego przedstawia się weryfikatorowi. — inne parametry W przypadku gdy nie można uzyskać prawidłowego godzinowego zbioru danych dla parametrów niemierzonych bezpośrednio jako stężenia, wartości zastępcze tych parametrów otrzymuje się z modelu bilansu masowego lub metodą bilansu energetycznego w procesie. Pozostałe mierzone elementy obliczenia emisji wykorzystuje się do walidacji wyników. Model bilansu masowego lub energetycznego i założenia stanowiące ich podstawę dokumentuje się i przedstawia weryfikatorowi wraz z wynikami obliczeń.

3. Potwierdzające obliczenia emisji Równolegle z ustalaniem wielkości emisji CO2 metodami opartymi na pomiarach, roczną wielkość emisji CO2 określa się przez obliczenia oparte na jednym z poniższych rozwiązań:

1) obliczenia wielkości emisji CO2 przedstawione w odnośnych załącznikach do rozporządzenia dla poszczególnych rodzajów instalacji, przy czym w celu obliczenia wielkości emisji CO2 można stosować niższe poziomy dokładności, lub

2) obliczenia wielkości emisji CO2 przedstawione w Wytycznych Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu z 2006 r., zwanych dalej „wytycznymi IPCC”, przy czym można zastosować metody poziomu dokładności

1. Między wynikami pomiarów i metody obliczeniowej mogą wystąpić odchylenia. Bada się korelacje pomiędzy wynikami z pomiarów i z metody obliczeniowej, uwzględniając możliwość zaistnienia rodzajowego odchylenia wynikającego z zastosowania tych dwu różnych metod. Biorąc pod uwagę tę korelację, wykorzystuje się wyniki metody obliczeniowej do skrośnego sprawdzenia wyników uzyskanych metodą pomiarów. Określa się i umieszcza w rocznym raporcie odnośne dane, jeżeli są dostępne, lub najlepsze możliwe szacunki danych dotyczących rodzaju instalacji, wartości opałowych, wskaźników emisji CO2, współczynników utleniania i innych parametrów wykorzystanych do ustalania wielkości emisji CO2, zgodnie z załącznikami nr 2—11 do rozporządzenia, wykorzystując w stosownych przypadkach analizy. W planie monitorowania określa się odnośne metody, jak również wybraną metodę potwierdzania obliczeń. W przypadku gdy porównanie z wynikami metody obliczeniowej wskazuje wyraźnie na nieprawidłowości w wynikach pomiarów, stosuje się wartości zastępcze.

gdzie: – C — średnia arytmetyczna stężeń konkretnego parametru,

σC_ —najlepsza wartość szacunkowa odchylenia standardowego stężenia konkretnego parametru.

Ârednią arytmetyczną i odchylenie standardowe oblicza się na koniec danego roku okresu rozliczeniowego z całego zbioru danych dotyczących emisji odnotowanych w trakcie tego roku okresu ———————

14)

W stosunku do maksymalnej liczby punktów danych godzinowych, wynikających z częstotliwości pomiarów.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9735 —                Poz. 1142

Część C Ocena niepewności

1. Obliczenie

1) W odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach, opisanej w zezwoleniu, określa się kombinację poziomów dokładności dla każdego strumienia materiałów wsadowych w ramach danej instalacji oraz wszystkie inne szczegółowe aspekty metodyki monitorowania wybranej dla danej instalacji. W ten sposób określa się zakres niepewności wynikających bezpośrednio z prawidłowego stosowania metodyki monitorowania.

2) Przedstawienie kombinacji poziomów dokładności w raporcie uznaje się za określenie niepewności w zakresie sprawozdawczości. W przypadku stosowania metodyki opartej na obliczeniach, nie ma wymogu przedstawienia sprawozdania na temat niepewności.

3) Dopuszczalne niepewności systemu pomiarowego dla poszczególnych poziomów dokładności obejmują określone niepewności funkcjonowania zastosowanych urządzeń pomiarowych, niepewności związane z wzorcowaniem urządzeń (w stosownych przypadkach z wzorcowaniem) oraz wszelkie dodatkowe niepewności związane z wykorzystywaniem urządzeń w praktyce. Przedstawione wartości progowe w ramach poziomów dokładności odnoszą się do niepewności związanych z wartością za jeden rok okresu rozliczeniowego.

4) W zakresie dotyczącym paliw lub materiałów w obrocie handlowym zezwala się na określenie rocznego przepływu paliwa/materiału wyłącznie na podstawie fakturowanej ilości paliwa/materiału, bez dalszego udowadniania towarzyszących niepewności, a zastosowanie odpowiednich norm krajowych lub międzynarodowych zapewnia spełnienie odpowiednich wymagań w odniesieniu do danych na temat rodzaju instalacji w zakresie transakcji handlowych.

5) We wszystkich pozostałych przypadkach przedstawia się na piśmie dowody dotyczące poziomu niepewności związanego z określeniem danych dotyczących rodzaju instalacji dla każdego strumienia materiałów wsadowych, w celu wykazania zgodności z progami niepewności zdefiniowanymi w załącznikach nr 2— do rozporządzenia. 11

6) Obliczenia sporządza się na podstawie specyfikacji dostarczonych przez dostawcę przyrządów pomiarowych. Jeżeli specyfikacje takie nie są dostępne, zapewnia się oszacowanie niepewności takiego przyrządu pomiarowego. W obu przypadkach uwzględnia się konieczne korekty do tych specyfikacji wynikające z rzeczywistych warunków użytkowania, takich jak: starzenie się urządzenia, warunki środowiska fizycznego, wzorcowanie i utrzymanie. Poprawki te mogą obejmować zachowawcze osądy dokonywane przez ekspertów.

7) W przypadku stosowania systemów pomiarowych bierze się pod uwagę zbiorczy wpływ wszystkich składowych systemu na niepewność danych dotyczących rodzaju instalacji, stosując prawo propagacji błędów, z którego wynikają

dwie dogodne reguły uwzględniania nieskorelowanych niepewności przy ich dodawaniu i mnożeniu, lub stosując odpowiednie zachowawcze przybliżenia, jeżeli występują niepewności współzależne: a) dla niepewności sumy (np. poszczególnych wartości wchodzących w skład wartości rocznej): dla nieskorelowanych niepewności:

dla skorelowanych niepewności:

gdzie: — niepewność iloczynu wyrażona w procentach, xn i Un — niepewne wielkości i związane z nimi procentowe niepewności, Ucałk b) dla niepewności iloczynu (np. różnych parametrów użytych do przeliczenia odczytów przyrządu): dla nieskorelowanych niepewności:

dla skorelowanych niepewności:

gdzie: Ucałk — niepewność produktu wyrażona w procentach, Un — procentowe niepewności z każdą wielkością. związane

8) Poprzez proces zapewniania jakości i kontroli jakości panuje się nad zakresem i zmniejsza pozostające niepewności w danych dotyczących wielkości emisji CO2 przedstawianych w rocznym raporcie. W trakcie procesu weryfikacji weryfikator sprawdza prawidłowość stosowania metodyki monitorowania opisanej w zezwoleniu, ocenia sposób zarządzania niepewnościami i zmniejszanie pozostających niepewności za pomocą stosowanych procedur zapewniania jakości i kontroli jakości.

2. Pomiary

1) Do monitorowania wielkości emisji CO2 można zastosować sposób monitorowania oparty na pomiarach, jeżeli prowadzi on do wiarygodnych wyników o niższym poziomie niepewności niż odpowiednia metoda obliczeniowa. Zgłasza się ilościowe wyniki poszerzonej analizy niepewności, uwzględniającej następujące źródła niepewności: a) określone niepewności urządzeń do prowadzenia ciągłego pomiaru,

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9736 —                Poz. 1142

b) niepewności związane z wzorcowaniem urządzeń, c) dodatkowe niepewności związane z praktycznym wykorzystaniem urządzeń monitorujących.

2) Uzasadnia się użycie systemu ciągłych pomiarów emisji dla wybranych lub wszystkich źródeł w ramach instalacji, jak również wszystkie szczegółowe aspekty metodyki monitorowania dla tych źródeł. W ten sposób określa się zakres niepewności wynikających bezpośrednio z prawidłowego stosowania metodyki monitorowania opisanej w zezwoleniu.

3) Przedstawia się w rocznym raporcie wielkość niepewności, wynikającą z wstępnej, poszerzonej analizy niepewności w odniesieniu do odpowiednich źródeł i strumieni materiałów wsadowych. Przedstawienie tej wielkości niepewności w rocznym raporcie uznawane jest za określenie niepewności.

4) Poprzez proces zapewnienia i kontroli jakości panuje się nad zakresem i zmniejsza pozostające niepewności w danych dotyczących emisji przedstawianych w rocznym raporcie. W trakcie procesu weryfikacji weryfikator sprawdza prawidłowość stosowania metodyki monitorowania, ocenia sposób zarządzania niepewnościami i zmniejszanie pozostających niepewności za pomocą stosowanych procedur zapewnienia i kontroli jakości. Część D Sposób zapewnienia jakości i kontroli jakości Warunki ogólne

1. W celu monitorowania wielkości emisji CO2 opracowuje się, dokumentuje, wprowadza i utrzymuje skuteczny system gromadzenia, zarządzania i obróbki danych w zakresie monitorowania i rozliczania 11 wielkości emisji CO2 zgodnie z załącznikami nr 1— do rozporządzenia (zwane dalej „działaniami w zakresie przepływu danych”). Wspomniane działania w zakresie przepływu danych obejmują: pomiary, monitorowanie, przetwarzanie i obliczanie parametrów, umożliwiające sporządzanie rocznych raportów. Informacje przechowywane w systemie zarządzania danymi obejmują informacje wymienione w załączniku nr 12 do rozporządzenia. System kontroli

1. Skuteczny system kontroli powinien gwarantować, aby roczny raport wynikający z działań w zakresie przepływu danych nie zawierał zafałszowań, oraz zapewniać zgodność rocznego raportu z procedurą monitorowania określoną w zezwoleniu i niniejszym załączniku.

2. System kontroli powinien składać się z procesów mających na celu skuteczne monitorowanie i sprawozdawczość, zgodnie z założeniami projektu i procesu wdrożenia go przez osoby odpowiedzialne za roczne raporty. System kontroli składa się z następujących części:

1) własny system stosowany do oceny ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli

wewnętrznej, przeinaczeń lub opuszczeń (zafałszowań) w rocznych raportach oraz do oceny niezgodności z planem monitorowania, procedurą monitorowania określoną w zezwoleniu i niniejszym załączniku do rozporządzenia;

2) działania kontrolne, pomagające stwierdzone czynniki ryzyka. ograniczyć

3. Ocenia się i ulepsza system kontroli, w celu uniknięcia zafałszowań i istotnych niezgodności z wymaganiami w rocznym raporcie. Oceny obejmują wewnętrzne audyty systemu kontrolnego i danych sprawozdawczych. System kontroli może zawierać odniesienia do innych procedur i dokumentów, w tym do tych zawartych w ramach programu ekozarządzania i audytu (EMAS)15) lub innych systemów zarządzania w dziedzinie ochrony środowiska, a także systemów kontroli finansowej. W przypadku takiego odniesienia dba się, by odpowiedni i możliwy do zastosowania system uwzględniał wymagania zawarte w planie monitorowania, zezwoleniu i właściwym załączniku do rozporządzenia. Działania kontrolne Dla potrzeb kontroli i ograniczenia ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej wskazuje się i wdraża poniższe działania kontrolne. Procedury i zakres obowiązków

1. Opisuje się obowiązki w zakresie działań związanych z przepływem danych, jak również działań kontrolnych. W miarę możliwości oddziela się obowiązki kolidujące ze sobą, w tym obowiązki dotyczące działań w zakresie obróbki i kontroli, wprowadzając w zamian alternatywne środki kontroli.

2. Dokumentuje się działania w zakresie przepływu danych oraz w zakresie działań kontrolnych zgodnie z przepisami w postaci procedur pisemnych, w tym:

1) sekwencję i interakcję działań gromadzenia i obróbki danych, w tym stosowanych metod obliczeniowych i pomiarowych;

2) dokonywanie oceny ryzyka definicji systemu kontroli oraz ocen systemu kontroli;

3) zarządzanie niezbędnymi kompetencjami dla obowiązków przypisanych;

4) zapewnianie jakości w odniesieniu do stosowanego sprzętu pomiarowego i technologii informatycznej;

5) wewnętrzne przeglądy danych podlegających sprawozdawczości;

6) procesy zlecone na zewnątrz; ———————

15)

Europejski system ekozarządzania i audytu EMAS (ang. Eco-Management and Audit Scheme) — na podstawie ustawy z dnia 12 marca 2004 r. o krajowym systemie ekozarządzania i audytu (EMAS) (Dz. U. Nr 70, poz. 631, z 2005 r. Nr 175, poz. 1462 oraz z 2007 r. Nr 93, poz. 621).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9737 —                Poz. 1142

7) korekty i działania naprawcze;

8) zapisy i dokumentację.

3. W stosownych przypadkach każda z tych procedur dotyczy następujących elementów:

1) obowiązków;

2) zapisów (elektroniczne lub fizyczne);

3) stosowanych systemów informatycznych;

4) wejść i wyjść, a także powiązań z poprzednim i następnym działaniem;

5) częstotliwości. Procedury te stosuje się do ograniczania wskazanych elementów ryzyka. Zapewnianie jakości

1. W stosownych przypadkach, zgodnie z istniejącymi przepisami ustawy z dnia 11 maja 2001 r. — Prawo o miarach16) i odpowiednich rozporządzeń wykonawczych, zapewnia się regularne wzorcowanie, regulację i kontrolę stosownych urządzeń pomiarowych przed ich użyciem oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z wzorcami odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, zgodnie z wymaganiami dotyczącymi elementów ryzyka. Jeżeli części składowe przyrządu pomiarowego nie mogą być wzorcowane, wskazuje się je w planie monitorowania i proponuje się alternatywne metody kontroli. W przypadku uznania danego urządzenia za niezgodne z wymogami, podejmuje się natychmiast niezbędne działania naprawcze. Wyniki wzorcowania przechowuje się przez okres 10 lat.

2. Jeżeli wykorzystuje się technologie informacyjno-komunikacyjne, to systemy informatyczne służące kontroli procesu projektuje się, dokumentuje, wdraża się, kontroluje i utrzymuje w taki sposób, by zapewnić rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, zgodnie z wymaganiami dotyczącymi elementów ryzyka. Obejmuje to poprawne wykorzystanie wzorów zawartych w planie monitorowania. Kontrola systemów informatycznych obejmuje kontrole dostępu, sporządzanie kopii zapasowych, odzyskiwanie danych, planowanie ciągłości oraz zabezpieczenia. Przeglądy i walidacja danych

1. W celu zarządzania przepływem danych projektuje się i wdraża przeglądy i walidację danych, zgodnie z wymaganiami dotyczącymi elementów ryzyka. Walidacje można przeprowadzać ręcznie lub elektronicznie. Układ ich powinien być tak rozplanowany, aby granice kwalifikujące dane do odrzucenia były w miarę możliwości jasne. ———————

16)

2. Działania w zakresie zapewnienia i kontroli jakości można realizować w sposób prosty i skuteczny na szczeblu operacyjnym, dokonując porównań wartości ustalanych w ramach monitorowania przy użyciu metod wertykalnych i horyzontalnych.

3. Metoda wertykalna porównuje dane dotyczące emisji monitorowane dla tej samej instalacji w różnych latach. Błąd w zakresie monitorowania jest prawdopodobny, jeżeli różnic między danymi z różnych lat nie można wyjaśnić:

1) zmianami w poziomie działalności;

2) zmianami dotyczącymi paliw lub materiałów wsadowych;

3) zmianami dotyczącymi procesów emisji (np. poprawa efektywności energetycznej).

4. Metoda horyzontalna porównuje wartości wynikające z różnych systemów gromadzenia danych operacyjnych, włącznie z:

1) porównaniem dat zakupu paliw lub materiałów z danymi o zmianie zapasów (opartymi na początkowych i końcowych stanach zapasów) oraz z danymi o zużyciu dla stosownych strumieni materiałów wsadowych;

2) porównaniem wskaźników emisji obliczonych lub otrzymanych od dostawcy paliwa z referencyjnymi — krajowymi lub międzynarodowymi — wskaźnikami emisji w zakresie porównywalnych paliw;

3) porównaniem wskaźników emisji opartych na analizie paliwa z referencyjnymi — krajowymi lub międzynarodowymi — wskaźnikami emisji w zakresie porównywalnych paliw;

4) porównaniem wielkości emisji mierzonych i obliczanych. Procesy zlecane na zewnątrz Jeżeli zleca się osobie trzeciej jakikolwiek proces w zakresie przepływu danych, kontroluje się jakość takich procesów zgodnie z wymaganiami dotyczącymi elementów ryzyka. Określa się właściwe wymagania dotyczące dostarczonych wyników i metod oraz dokonuje przeglądu ich jakości. Korekty i działania naprawcze W przypadku stwierdzenia, że jakiekolwiek ogniwo działań w zakresie przepływu danych lub działań kontrolnych (urządzenie, sprzęt, pracownik, dostawca, procedura lub inne) nie działa skutecznie lub działa poza ustalonymi granicami, podejmuje się niezwłocznie właściwe działania naprawcze w celu poprawy błędnych danych. Ocenia się prawidłowość wyników podjęcia stosownych kroków, określa przyczynę źródłową nieprawidłowego funkcjonowania lub błędu i podejmuje właściwe działanie naprawcze. Zapisy i dokumentacja

1. W celu zagwarantowania możliwości wykazania i zapewnienia zgodności, a także zapewnienia możli-

Tekst jednolity Dz. U. z 2004 r. Nr 243, poz. 2441.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9738 —                Poz. 1142

wości odtworzenia podanych w rocznych raportach, przechowuje się zapisy wszystkich działań kontrolnych (w tym zapewnienia jakości/kontroli jakości w odniesieniu do sprzętu i systemów informatycznych, a także przeglądu i walidacji danych i korekt), jak również wszelkich informacji, przez okres co najmniej 10 lat.

2. Przechowuje się odpowiednie dokumenty, aby były dostępne, w przypadku gdy są one potrzebne do wykonania działań w zakresie przepływu danych oraz działań kontrolnych. Zapewnia się procedurę na potrzeby identyfikowania, tworzenia, rozprowadzania i kontrolowania wersji tych dokumentów.

Część E Wskaźniki emisji

1. Część E załącznika do niniejszego rozporządzenia zawiera referencyjne wskaźniki emisji CO2 dla poziomu dokładności 1, pozwalające na korzystanie w zakresie spalania paliw ze wskaźników niebędących specjalnymi wskaźnikami dla konkretnych rodzajów instalacji.

2. Jeżeli dane paliwo nie należy do żadnego rodzaju paliw określonych w tabeli nr 2, przypisuje się we własnym zakresie stosowane paliwo do jednego z tych rodzajów paliw.

Tabela nr

2. Wskaźniki emisji CO2 dla paliw odniesione do wartości opałowej (NCV) oraz wartości opałowe w przeliczeniu na jednostkę masy paliwa

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9739 —                Poz. 1142

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9740 —                Poz. 1142

Część F Wykaz materiałów uznawanych za biomasę neutralną pod względem CO2

1. Za biomasę, której przydzielony jest wskaźnik emisji CO2 wynoszący 0 [Mg CO2/TJ lub Mg lub m3], uznaje się:

1) Grupa 1: Rośliny i części roślin między innymi: słoma, siano i trawa, liście, drewno, korzenie, pnie, kora, rośliny uprawne, w tym kukurydza i pszenżyto;

2) Grupa 2: Odpady biomasy, produkty i produkty uboczne z biomasy między innymi: odpady przemysłowe drewna, w tym odpady z obróbki i przetwórstwa drewna, wytwarzanie przedmiotów i konstrukcji drewnianych oraz powstające przy wytwarzaniu materiałów drewnopochodnych, drewno poużytkowe, w tym produkty i materiały drewniane oraz poużytkowe produkty finalne i półprodukty przetwórstwa drzewnego, odpady na bazie drewna z przemysłu celulozowego, drzewne i drewnopochodne odpady przemysłu papierniczego, np. ług czarny, surowy olej talowy, olej talowy oraz olej smołowy z produkcji celulozy, pozostałości z leśnictwa, lignina z przetwarzania roślin zawierających lignocelulozę, mączka zwierzęca, rybna i spożywcza, tłuszcze, oleje i łój zwierzęcy, rybne i spożywcze, pierwotne (biomasowe) pozostałości przy produkcji żywności i napojów, oleje i tłuszcze jadalne; nawóz zwierzęcy, pozostałości roślin uprawnych, osady ściekowe, biogaz wytwarzany podczas procesów gnilnych, fermentacji lub gazyfikacji biomasy, szlam portowy i inne szlamy i osady wodne, gaz składowiskowy; węgiel drzewny;

3) Grupa 3: Frakcje biomasy z materiałów mieszanych między innymi: frakcja biomasy z ładunku zbieranego z powierzchni zbiorników wodnych w ramach ich utrzymywania, frakcja biomasy z pozostałości mieszanych pochodzących z produkcji żywności i napojów, frakcja biomasy z kompozytów zawierających drewno, frakcja biomasy z odpadów włókienniczych, frakcja biomasy z papieru, tektury i tektury wielowarstwowej, frakcja biomasy z odpadów komunalnych i przemysłowych, frakcja biomasy ługu siarczynowego zawierająca węgiel pochodzenia organicznego, frakcja biomasy z przetworzonych odpadów komunalnych i przemysłowych; frakcja biomasy z eteru etylowo-tert-butylowego (ETBE); frakcja biomasy z butanolu;

4) Grupa 4: Paliwa, których wszystkie składniki i produkty pośrednie zostały wyprodukowane z biomasy między innymi: bioetanol, biodiesel, eteryfikowany bioetanol, biometanol, bioeter dimetylowy, bioolej i biogaz.

2. Za biomasę nie uznaje się frakcji torfowych i frakcji skamielin wymienionych wyżej materiałów. Nie wymaga się stosowania procedur analitycznych wykazujących czystość materiałów zaliczonych do grup 1 i 2, chyba że domieszka innych materiałów lub paliw jest widoczna przy oglądzie lub wyczuwalna węchem.

Część G Określanie zestawu danych dla konkretnych rodzajów instalacji

1. Określanie wartości opałowej i wskaźników emisji CO2 dla paliw

1) Szczególną procedurę określenia wskaźników emisji CO2 dla konkretnych rodzajów instalacji, wraz z procedurą próbkowania dla konkretnych rodzajów paliwa, określa się w procedurze monitorowania opisanej w zezwoleniu.

2) Stosuje się procedury próbkowania paliwa i ustalania jego wartości opałowej, zawartości węgla i wskaźnika emisji CO2 zgodnie ze znormalizowaną metodą, która ogranicza błędy w zakresie próbkowania i dokonywania pomiarów i której niepewność pomiaru jest znana, zgodnie z dostępnymi normami CEN17). Jeżeli odpowiednie normy CEN nie są dostępne, stosuje się odpowiednie normy ISO18) lub odpowiednie normy krajowe. Jeżeli nie istnieje żadna odpowiednia norma, dane procedury można stosować zgodnie z zasadami określającymi dobre praktyki produkcyjne dla danej branży.

3) Laboratorium wykorzystane przy określaniu wskaźnika emisji CO2, zawartości węgla i wartości opałowej powinno spełniać wymagania przedstawione w niniejszym załączniku. W celu osiągnięcia odpowiedniej dokładności wskaźnika emisji CO2 dla konkretnego rodzaju instalacji (poza dokładnością procedury analitycznej w celu określenia zawartości węgla i wartości opałowej), decydujące znaczenie mają częstotliwość próbkowania, procedura próbkowania i przygotowanie próbkowania. Czynniki te są w znacznym stopniu uzależnione od stanu i stopnia jednorodności danego paliwa/materiału. Wymagana liczba próbek będzie większa w wypadku materiałów bardzo niejednorodnych, takich jak stałe odpady komunalne, a znacznie mniejsza w wypadku większości paliw gazowych lub płynnych w obrocie handlowym.

4) Procedura próbkowania i częstotliwość analiz określających zawartość węgla, wartości opałowe i wskaźniki emisji CO2 muszą być zgodne z wymaganiami określonymi w części G pkt 6.

5) Pełną dokumentację procedur stosowanych w danym laboratorium do określania wskaźnika emisji CO2 oraz pełen zestaw wyników przechowuje się i udostępnia weryfikatorowi rocznego raportu. ———————

17)

18)

Na przykład: PN-EN ISO 6976 „Gaz ziemny — Obliczanie wartości kalorycznych, gęstości, gęstości względnej i liczby Wobbego na podstawie składu”, PN-EN ISO 4259 „Przetwory naftowe — Wyznaczanie i stosowanie precyzji metod badania”. Na przykład: PN-ISO 13909-1,2,3,4 Węgiel kamienny i koks — Mechaniczne pobieranie próbek; PN-ISO 5069-1,2 Węgle brunatne (lignity) — Zasady pobierania próbek; PN-ISO PN-G-04525 Paliwa stałe — określanie zawartości węgla i wodoru; PN-ISO 925 Paliwa stałe — Oznaczanie zawartości węgla węglanowego — Metoda wagowa; PN-EN ISO 9300 Pomiary strumienia masy gazu za pomocą dysz Venturiego o przepływie krytycznym; ISO 9951-1993/94: Pomiar przepływu gazu w obwodach zamkniętych — mierniki turbinowe.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9741 —                Poz. 1142

2. Określanie współczynników utleniania dla konkretnych rodzajów instalacji

1) Szczególną procedurę określenia współczynników utleniania dla konkretnych rodzajów instalacji wraz z procedurą próbkowania dla konkretnych rodzajów paliwa określa się w procedurze monitorowania opisanej w zezwoleniu.

2) Stosowane procedury próbkowania i określania składu danego materiału lub wyprowadzania wskaźnika emisji CO2 procesu (współczynników utleniania) powinny, jeśli są dostępne, być zgodne ze znormalizowaną metodą, która ogranicza błędy w zakresie próbkowania i dokonywania pomiarów i której niepewność pomiaru jest znana, zgodnie z dostępnymi normami CEN. Jeżeli odpowiednie normy CEN nie są dostępne, stosuje się odpowiednie normy ISO lub odpowiednie normy krajowe. Jeżeli nie istnieje żadna odpowiednia norma, dane procedury można stosować zgodnie z zasadami określającymi dobre praktyki produkcyjne dla danej branży.

3) Wykorzystane w tym celu laboratorium musi spełniać wymagania przedstawione w części G pkt

5. Procedura próbkowania i częstotliwość analiz muszą być zgodne z wymaganiami określonymi w części G pkt 6.

4) Pełną dokumentację procedur stosowanych w danym laboratorium do określania współczynników utleniania oraz pełen zestaw wyników przechowuje się i udostępnia weryfikatorowi rocznego raportu.

3. Określanie współczynników emisji pochodzących z procesów technologicznych, współczynników konwersji i danych dotyczących składu.

1) Szczególną procedurę określenia współczynników emisji pochodzących z procesów technologicznych dla konkretnych rodzajów instalacji, wraz z procedurą próbkowania dla konkretnych rodzajów paliwa, określa się w procedurze monitorowania opisanej w zezwoleniu.

2) Stosowane procedury próbkowania i określania składu danego materiału lub wyprowadzania wskaźnika emisji procesu powinny, jeśli są dostępne, być zgodne ze znormalizowaną metodą, która ogranicza błędy w zakresie próbkowania i dokonywania pomiarów i której niepewność pomiaru jest znana, zgodnie z dostępnymi normami CEN. Jeżeli odpowiednie normy CEN nie są dostępne, stosuje się odpowiednie normy ISO lub odpowiednie normy krajowe. Jeżeli nie istnieje żadna odpowiednia norma, dane procedury można stosować zgodnie z zasadami określającymi dobre praktyki produkcyjne dla danej branży.

3) Wykorzystane w tym celu laboratorium musi spełniać wymagania przedstawione w części G pkt

5. Procedura próbkowania i częstotliwość analiz muszą być zgodne z wymaganiami określonymi w części G pkt 6.

4) Pełną dokumentację procedur stosowanych w danym laboratorium do określania współczynników utleniania oraz pełen zestaw wyników przechowuje się i udostępnia weryfikatorowi rocznego raportu.

4. Określanie frakcji biomasy

1) Wyrażenie „frakcja biomasy” na potrzeby niniejszego rozporządzenia odnosi się do procentowej zawartości węgla w spalanej biomasie, zgodnie z definicją biomasy, w łącznej masie węgla w mieszaninie paliwowej.

2) Paliwo lub materiał kwalifikuje się jako czysta biomasa, podlegająca uproszczonym wymaganiom w zakresie monitorowania i sprawozdawczości, przedstawionym w części A „Poziomy dokładności”, jeśli zawartość substancji niebędącej biomasą nie przekracza 3 % całkowitej ilości danego paliwa lub materiału.

3) Szczególną procedurę określenia frakcji biomasy w konkretnym rodzaju paliwa wraz z procedurą próbkowania dla konkretnych rodzajów paliwa określa się w procedurze monitorowania opisanej w zezwoleniu.

4) Stosowane procedury próbkowania i określania składu danego materiału lub wyprowadzania wskaźnika emisji procesu powinny, jeśli są dostępne, być zgodne ze znormalizowaną metodą, która ogranicza błędy w zakresie próbkowania i dokonywania pomiarów i której niepewność pomiaru jest znana, zgodnie z dostępnymi normami CEN. Jeżeli odpowiednie normy CEN nie są dostępne, stosuje się odpowiednie normy ISO lub odpowiednie normy krajowe. Jeżeli nie istnieje żadna odpowiednia norma, dane procedury można stosować zgodnie z zasadami określającymi dobre praktyki produkcyjne dla danej branży.

5) Metody mające zastosowanie do określania frakcji biomasy w paliwie mogą być bardzo zróżnicowane, od ręcznego sortowania składników materiałów mieszanych, poprzez różne metody określania wartości ogrzewczych mieszaniny dwuskładnikowej i jej dwóch składników czystych, do analizy izotopowej węgla-14, w zależności od szczególnego charakteru odnośnej mieszaniny paliwowej. Dla paliw lub materiałów pochodzących z procesów produkcji, o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych, można alternatywnie zastosować określenie frakcji biomasy na bilansie masowym węgla pochodzenia kopalnego i pochodzącego z biomasy wchodzącej do danego procesu i wychodzącej z niego. Odpowiednie metody podlegają opisaniu w metodyce monitorowania.

6) Jeżeli określenie frakcji biomasy w mieszaninie paliwowej jest technicznie niewykonalne lub skutkowałoby nieracjonalnie wysokimi kosztami, przyjmuje się udział biomasy wynoszący 0 %, oznaczający, że cały węgiel zawarty w danym rodzaju paliwa jest pochodzenia kopalnego, albo proponuje metodę szacowania we własnym zakresie, opisaną w sposobie monitorowania.

7) Wykorzystane w tym celu laboratorium musi spełniać wymagania przedstawione w części G pkt

5. Procedura próbkowania i częstotliwość analiz muszą być zgodne z wymaganiami określonymi w części G pkt 6.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9742 —                Poz. 1142

8) Pełną dokumentację procedur stosowanych w danym laboratorium do określania współczynników utleniania oraz pełen zestaw wyników przechowuje się i udostępnia weryfikatorowi rocznego raportu.

5. Wymagania w zakresie określania właściwości paliw i materiałów Korzystanie z akredytowanych laboratoriów

1) Zapewnia się określenie wskaźnika emisji CO2, wartości opałowej, współczynnika utleniania, zawartości węgla, frakcji biomasy i danych dotyczących składu przez akredytowane laboratorium w rozumieniu ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie oceny zgodności (Dz. U. z 2004 r. Nr 204, poz. 2087, z późn. zm.) w zakresie powyższych badań.

2) Można korzystać z laboratoriów, które objęte są systemem zarządzania jakością zgodnie z art. 147a ust. 1a ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. — Prawo ochrony środowiska. Korzystanie z nieakredytowanych laboratoriów

1) Preferowane jest korzystanie z akredytowanych laboratoriów w rozumieniu ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie oceny zgodności.

2) Korzystanie z nieakredytowanych laboratoriów ogranicza się do sytuacji, w których można wykazać, że laboratorium to spełnia wymagania równoważne określone w normie PN- EN ISO/IEC 17025.

3) Równoważność w zakresie zarządzania jakością można wykazać dla laboratorium certyfikatem na zgodność zarządzania jakością z wymaganiami normy PN- EN ISO 9001.

4) Dodatkowo przedstawia się dowody potwierdzające, że takie laboratorium dysponuje technicznymi kwalifikacjami i jest w stanie uzyskiwać technicznie prawidłowe wyniki, stosując odpowiednie procedury analityczne.

5) Laboratoria i stosowane procedury analityczne określa się w planie monitorowania dla instalacji.

6) Każde nieakredytowane laboratorium wykorzystywane do wyznaczania wyników wykorzystywanych do obliczania wielkości emisji CO2 podejmuje następujące działania: a) atestacja Atestacja każdej metody analitycznej, jaka ma być stosowana w nieakredytowanym laboratorium, pod kątem zgodności z metodą referencyjną musi być przeprowadzona przez laboratorium akredytowane zgodnie z normą PN-EN ISO/IEC

17025. Procedurę atestacji przeprowadza się przed lub przy zawarciu umowy między prowadzącym instalację a laboratorium. Obejmuje ona wystarczającą liczbę powtórzeń analiz zestawu co najmniej pięciu próbek reprezentatywnych dla oczekiwanego rozkładu wartości, w tym próby ślepej, dla każdego odnośnego parametru i paliwa lub materiału, w celu scharakteryzowania powtarzalności metody oraz uzyskania krzywej wzorcowej przyrządu.

b) porównanie wyników Porównanie wyników metod analitycznych wykonuje się raz w roku przez laboratorium akredytowane zgodnie z normą PN-EN ISO/IEC 17025 i polega ono na co najmniej pięciokrotnym powtórzeniu analizy reprezentatywnej próby, z wykorzystaniem metody referencyjnej dla każdego odnośnego parametru oraz dla każdego paliwa lub materiału. Stosuje się korekty zachowawcze — należy unikać niedoszacowania wielkości emisji CO2, dla wszystkich danych w danym roku, w przypadkach kiedy odnotowana zostaje różnica między wynikami otrzymanymi przez laboratorium nieakredytowane i akredytowane, która to różnica mogłaby skutkować niedoszacowaniem wielkości emisji CO2. Wszelkie statystycznie istotne różnice (2s) między wynikami końcowymi, uzyskanymi przez laboratorium nieakredytowane i akredytowane, powinny być zawarte w raporcie wraz z opinią trzeciego, niezależnego laboratorium akredytowanego. Analizatory gazów działające w trybie on-line i chromatografy gazowe

1) Wykorzystanie chromatografów gazowych i analizatorów gazów pobierających próbki lub dokonujących pomiarów bez próbkowania, pracujących w trybie on-line, do określania wielkości emisji CO2 zgodnie z niniejszym załącznikiem do rozporządzenia, określa się w procedurze monitorowania określonej w zezwoleniu.

2) Wykorzystanie takich systemów ograniczone jest do uzyskiwania danych dotyczących składu paliw i materiałów gazowych.

3) Systemy te muszą spełniać wymagania normy PN-EN ISO

9001. Dowodem potwierdzającym, że system spełnia te wymagania, może być certyfikat na zgodność zarządzania jakością z wymaganiami normy PN-EN ISO 9001.

4) Laboratoria świadczące usługi wzorcowania i dostawcy gazów wzorcowanych muszą być akredytowani na podstawie normy PN-EN ISO/IEC 17025.

5) W stosownych przypadkach początkowe i powtarzane co roku wzorcowanie przyrządu pomiarowego wykonane jest przez akredytowane laboratorium wzorcujące z zastosowaniem normy PN-EN ISO 10723 „Gaz ziemny — Ocena działania procesowych układów analitycznych”. We wszystkich pozostałych przypadkach zaleca się początkową atestację i coroczne porównania: a) atestacja początkowa Początkową atestację przeprowadza się w ramach uruchomienia nowego systemu. Obejmuje ona wystarczającą liczbę powtórzeń analiz zestawu co najmniej pięciu próbek reprezentatywnych dla oczekiwanego rozkładu wartości, w tym próby ślepej, dla każdego odnośnego parametru i paliwa lub materiału, w celu scharakteryzowania powtarzalności metody oraz uzyskania krzywej wzorcowej przyrządu. b) coroczne porównanie wyników Porównanie wyników metod analitycznych wykonuje się raz w roku przez laboratorium akredyto-

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9743 —                Poz. 1142

wane zgodnie z normą PN-EN ISO/IEC 17025 i polega ono na przeprowadzeniu właściwej liczby powtórzeń analizy próby reprezentatywnej przy zastosowaniu metody referencyjnej dla każdego z odnośnych parametrów oraz dla każdego paliwa lub materiału. Stosuje się zachowawcze korekty, unikając niedoszacowania wielkości emisji CO2 dla wszystkich odnośnych danych z danego roku w przypadkach odnotowania różnic między wynikami otrzymanymi za pomocą analizatora gazu lub chromatografu gazowego oraz z akredytowanego laboratorium, które to różnice mogłyby prowadzić do niedoszacowania wielkości emisji CO2. Każda statystycznie istotna różnica (2s) pomiędzy wynikami otrzymanymi za pomocą analizatora gazu lub chromatografu gazowego i z akredytowanego laboratorium zgłasza się i rozstrzyga pod nadzorem laboratorium akredytowanego zgodnie z normą PN-EN ISO/IEC

17025. W przypadku gdy żadne akredytowane laboratorium nie wykonuje analiz zgodnie z wymaganą normą i analiza jest czasowo niewykonalna z powodów nieracjonalności kosztowej, można do czasu pozyskania przez dane laboratorium akredytacji zgodnie z daną normą wykonywać analizy zgodnie z dobrą praktyką zawodową.

6. Metody próbkowania i częstotliwość analiz

1) Wyznaczanie odnośnego wskaźnika emisji CO2, wartości opałowej, współczynnika utleniania, współczynnika konwersji, zawartości węgla, frakcji biomasy lub danych dotyczących składu wyko-

nuje się zgodnie z ogólnie przyjętą praktyką pobierania próbki reprezentatywnej. Przedstawia się dowody na to, że otrzymane wartości są reprezentatywne i nie są stronnicze.

2) Odpowiednią wartość stosuje się wyłącznie w odniesieniu do danego okresu dostawy lub partii paliwa bądź materiału, w przypadku których ma być ona reprezentatywna.

3) Analizy przeprowadza się na próbce będącej mieszaniną większej liczby próbek zebranych w pewnym okresie, pod warunkiem że próbkowane paliwo lub materiał mogą być przechowywane bez zmian swego składu.

4) Procedurę próbkowania i częstotliwość analiz projektuje się tak, aby zagwarantować, że średnia roczna wartość danego parametru jest określana z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą mniej niż jedna trzecia maksymalnej dopuszczalnej niepewności, wymaganej na danym poziomie dokładności dla danych dotyczących rodzaju instalacji dla tego samego strumienia materiałów wsadowych, zgodnie z tabelami danych dotyczących rodzajów działalności wymienionych w poszczególnych załącznikach.

5) Jeżeli nie można spełnić wymagań w zakresie maksymalnej dopuszczalnej niepewności wartości rocznej lub wykazać przestrzegania progów, w stosownych przypadkach stosuje się częstotliwość analiz wskazaną w tabeli nr 3 jako minimum. We wszystkich innych przypadkach częstotliwość analiz opisuje się w sposobie monitorowania.

Tabela nr

3. Wskaźnikowe minimalne częstotliwości analiz

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9744 —                Poz. 1142

Część H Wymagania względem instalacji o niskim poziomie emisji

1. W odniesieniu do instalacji o średniorocznych zweryfikowanych wielkościach emisji CO2 poniżej 25 000 [Mg CO2] w poprzednim okresie rozliczeniowym, zwanych dalej „instalacjami o niskim poziomie emisji CO2”, stosuje się wyłączenia określone w pkt

2. 2. W odniesieniu do instalacji o niskim poziomie emisji CO2:

1) w procesie weryfikacji weryfikator nie przeprowadza obowiązkowej inspekcji instalacji i może oceniać roczny raport na podstawie własnej analizy ryzyka;

2) w stosownych przypadkach można użyć do oceny niepewności danych dotyczących rodzaju instalacji informacji wyszczególnionych przez dostawcę odnośnych przyrządów pomiarowych, niezależnie od konkretnych warunków eksploatacji;

3) nie udowadnia się zgodności z wymaganiami dotyczącymi wzorcowania;

4) można stosować metodę niższego poziomu dokładności (z poziomem dokładności 1 jako minimum) dla wszystkich strumieni materiałów wsadowych i odnośnych elementów zestawu danych;

5) można stosować uproszczony plan monitorowania, który obejmuje elementy wyliczone w podpunktach 1, 2, 3, 5, 6, 11 oraz 12 w pkt 9;

6) nie stosuje się wymagań w odniesieniu do akredytacji zgodnie z normą PN-EN ISO/IEC 17025, jeżeli dane laboratorium przedstawi przekonujące dowody potwierdzające, że dysponuje technicznymi kwalifikacjami i jest w stanie uzyskiwać technicznie prawidłowe wyniki, stosując odpowiednie procedury analityczne, oraz uczestniczy corocznie w porównaniach międzylaboratoryjnych, a następnie, w miarę potrzeby, podejmuje działania naprawcze;

7) zużycie paliwa lub materiałów może być określane na podstawie zapisów dotyczących zakupu i oszacowanych zmian w zapasach bez dalszego rozpatrywania niepewności.

3. Jeśli podawane wielkości emisji CO2 nie są już aktualne ze względu na zmiany warunków eksploatacyjnych lub samej instalacji lub jeżeli brakuje danych historycznych dotyczących zweryfikowanych wielkości emisji CO2, stosuje się wyłączenia, jeżeli określono zachowawczą projekcję wielkości emisji CO2 na następnych pięć lat na poziomie poniżej 25 000 [Mg CO2] pochodzącego z paliw kopalnych na każdy rok. Tabela nr 4 określa wymagane poziomy dokładności w ramach metodyki monitorowania dla poszczególnych rodzajów instalacji.

Dziennik Ustaw Nr 183                Tabela nr

4. Wymagane poziomy dokładności w ramach metodyki monitorowania dla poszczególnych rodzajów instalacji.                — 9745 — Poz. 1142

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9746 —                Poz. 1142

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9747 —                Poz. 1142

Objaśnienia:

19)

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                20) 21)                22)

23) 24)                A, B, C — oznacza grupę emisji — przedział, w jakim znajduje się dana instalacja, określony zgodnie z łączną wielkością rocznej emisji CO2 z całej instalacji, gdzie: a) grupa A oznacza instalacje o średnich podawanych emisjach rocznych w poprzednim okresie rozliczeniowym ≤ 50 tys. Mg CO2, b) grupa B oznacza instalacje o średnich podawanych emisjach rocznych w poprzednim okresie rozliczeniowym > 50 tys. Mg CO2 i ≤ 500 tys. Mg CO2, c) grupa C oznacza instalacje o średnich podawanych emisjach rocznych w poprzednim okresie rozliczeniowym > 500 tys. Mg CO2. Z wyjątkiem instalacji spalania odpadów niebezpiecznych lub komunalnych. 1—4 — liczba odzwierciedla poziom dokładności, przy czym większa liczba oznacza wyższą dokładność, poziom dokładności oznaczony najwyższą liczbą oznacza poziom preferowany. a/b — poziomy dokładności równoważne wobec siebie oznaczone są taką samą liczbą oraz dodatkowo, kolejnymi literami alfabetu. n/d — nie dotyczy, brak określonych kryteriów. Zużycie paliwa (surowca, materiału) — obejmuje informację o przepływie materiałów, zużyciu paliwa, materiałów wsadowych lub o wielkości produkcji.                Z zastrzeżeniem:                1) stosuje się metody monitorowania o wskazanym poziomie dokładności dla wszystkich elementów zestawu danych;

2) załączniki nr 2—11 do rozporządzenia zawierają szczegółowe warunki ustalania zestawu danych.                — 9748 — Poz. 1142

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9749 —                Poz. 1142

Załącznik nr 2

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z PROCESÓW SPALANIA PALIW A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji prowadzących procesy spalania o nominalnej mocy cieplnej ponad1) 20 MW, z wyjątkiem instalacji do utylizacji odpadów niebezpiecznych lub odpadów komunalnych, oraz sposób monitorowania wielkości emisji CO2 powstających z innych rodzajów instalacji2), o ile jest o nich mowa w załącznikach nr 3—11 do rozporządzenia. W odniesieniu do pewnych procesów przemysłu petrochemicznego można stosować także załącznik nr 3 do rozporządzenia.

2. Monitorowanie wielkości emisji CO2 z procesów spalania obejmuje emisje CO2 powstające w wyniku spalania wszystkich kategorii paliw w instalacji, a także emisje CO2 z innych procesów towarzyszących działalności podstawowej, w instalacjach oczyszczania gazów odlotowych (w tym odsiarczania).

3. Wszystkie wielkości emisji CO2 powstające w wyniku spalania paliw w danej instalacji przypisuje się do tej instalacji, bez względu na kwestię eksportu energii cieplnej lub elektrycznej do innych instalacji.

4. Wielkości emisji CO2 związane z produkcją energii cieplnej lub elektrycznej importowanej z innych instalacji nie przypisuje się do instalacji importującej.

5. Wielkości emisji CO2 z silników spalinowych wykorzystywanych do celów transportowych nie podlegają monitorowaniu i raportowaniu zgodnie z przepisami rozporządzenia.

6. Wielkości emisji CO2 z instalacji spalania usytuowanej przy hucie o pełnym cyklu i pobierającej z niej swoje podstawowe paliwo, ale eksploatowanej na mocy oddzielnego zezwolenia na uczestnictwo we wspólnotowym systemie, można obliczać w ramach rozpatrywania bilansu masowego tej huty, jeżeli udowodni się, że tego rodzaju rozwiązanie zmniejszy ogólną niepewność w odniesieniu do wyznaczenia wielkości emisji CO2. B. Określanie wielkości emisji CO 2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji, w których są prowadzone procesy spalania, należą:

1) kotły grzewcze;

2) palniki;

3) turbiny;

4) piece grzewcze;

5) paleniska;

6) piece do spopielania; ———————

1)

7) piece do suszenia;

8) piece;

9) suszarki;

10) silniki;

11) gazy spalane na wylotach kominów;

12) płuczki do przemywania (oczyszczania) gazów (emisje pochodzące z procesów technologicznych);

13) wszelkie inne urządzenia lub maszyny wykorzystujące paliwo, z wyjątkiem urządzeń lub maszyn zasilanych silnikami spalinowymi, wykorzystywane do celów transportowych. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2

1. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania 1.1. Ogólne rodzaje instalacji, w których wykorzystuje się procesy spalania Wielkość emisji CO2, których źródłem są procesy spalania, oblicza się przez pomnożenie zawartości energii każdego rodzaju zużytego paliwa przez wskaźnik emisji CO2 i przez współczynnik utleniania. Wielkość emisji CO2 w odniesieniu do każdego rodzaju paliwa i dla każdego rodzaju instalacji oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = D • We • Wu gdzie: E D — oznacza wielkość emisji CO2, — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji (zużyte paliwo i wartość opałowa),

We — oznacza wskaźnik emisji CO2, Wu — oznacza współczynnik utleniania. 1.1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Dane dotyczące rodzaju instalacji wyraża się jako zawartość energii netto w paliwie zużytym [TJ] w danym roku okresu rozliczeniowego. Zawartość energii w zużytym paliwie oblicza się przy użyciu następującego wzoru: D = Zp Zp = C • NCV gdzie: D Zp C — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji — oznacza zawartość energii w zużytym paliwie [TJ], — oznacza zużyte paliwo [Mg] lub [m3],

2)

Nominalna moc cieplna jest to ilość energii wprowadzanej do instalacji w paliwie w jednostce czasu przy jej nominalnym obciążeniu. Rodzaje instalacji określone w rozporządzeniu Ministra Ârodowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 60, poz. 429, z późn. zm.).

NCV — oznacza wartość opałową paliwa [TJ/Mg] lub [TJ/m3]. W przypadku zastosowania wskaźnika emisji odnoszonego do masy [Mg CO2/Mg] lub objętości [Mg CO2/m3] dane dotyczące rodzaju instalacji wyrażone są jako ilość zużytego paliwa [Mg lub m3].

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9750 —                Poz. 1142

a) Określenie zużycia paliwa — C

b) Wartość opałowa — NCV

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9751 —                Poz. 1142

1.1.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

1.1.3. Współczynnik utleniania — Wu

PODGLĄD CZEŚCI STRONY NIEDOSTĘPNY! ABY ZAPOZNAĆ SIĘ Z TREŚCIĄ STRONY POBIERZ PDF.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9752 —                Poz. 1142

1.2. Metoda bilansu masowego: Produkcja sadzy i zakłady przetwarzania gazu Metodę bilansu masowego można stosować w odniesieniu do produkcji sadzy i zakładów przetwarzania gazu. W celu uwzględnienia wielkości emisji CO2, uwzględniając cały węgiel we wsadach, zapasach, produktach i innych postaciach eksportu z instalacji, oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = (W – P – Ex – Zm) • Wk gdzie: E W P — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza wsad, czyli całą ilość węgla wprowadzanego w granice instalacji [Mg C], — oznacza produkty, czyli całą ilość węgla w produktach i materiałach, łącznie z produktami ubocznymi, opuszczającą obszar objęty bilansem masy [Mg C],

Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru szczegółowego: E = {Σ (DW • ZW) – Σ (DP • ZP) – Σ (DEx • ZEx) + – Σ (DZm • ZZm)}• 3,664 gdzie: E DW DP DEx DZm ZW ZP ZEx ZZm — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla produktów, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla eksportu, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla zmiany zapasów, — zawartość węgla na wejściu, — zawartość węgla dla produktów, — zawartość węgla dla eksportu, — zawartość węgla dla zmian zapasów.

Ex — oznacza eksport, czyli całą ilość węgla wyprowadzanego z obszaru objętego bilansem masy: usuwaną do kanalizacji, kierowaną na składowisko odpadów lub związaną ze stratami procesowymi, nieobejmującą CO2 wprowadzanego do powietrza [Mg C], Zm — oznacza zmiany w zapasach, czyli zwiększenie ilości węgla w zapasach w granicach instalacji [Mg C], Wk — oznacza współczynnik konwersji.

1.2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Analizuje się i zgłasza masowe przepływy do i z instalacji oraz odpowiednie zmiany zapasów dla wszystkich odnośnych paliw i materiałów oddzielnie. W przypadkach kiedy zawartość węgla w przepływie masowym jest zazwyczaj odnoszona do zawartości energii (paliwa), można określić i zastosować w obliczeniu bilansu masowego zawartość węgla odniesioną do zawartości energii [Mg C/TJ] odpowiedniego przepływu masowego.

1.2.2. Zawartość węgla

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9753 —                Poz. 1142

1.3. Spalanie gazów na wylocie komina Do wielkości emisji CO2 powstających w wyniku spalania gazów na wylocie komina zalicza się spalanie rutynowe i operacyjne, w ramach rozruchu, wygaszania i wyłączeń samoczynnych, oraz upusty awaryjne. Wielkość emisji CO2 oblicza się na podstawie ilości gazu spalanego na wylotach kominów [m3] i zawartości węgla w spalanym w ten sposób gazie [Mg CO2/m3] (w tym z CO2 związanym), za pomocą następującego wzoru: gdzie: E D

E = D • We • Wu

— oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji,

We — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/m3], Wu — oznacza współczynnik utleniania. 1.3.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

1.3.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9754 —                Poz. 1142

1.3.3. Współczynnik utleniania — Wu Można zastosować niższe poziomy dokładności.

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych Wielkość emisji CO2 z procesów będących wynikiem zastosowania węglanów do oczyszczania (odsiarczania) gazów odlotowych oblicza się na podstawie ilości zakupionych węglanów (metoda obliczeń W — Węglany podana dla poziomu dokładności 1a) lub wyprodukowanego gipsu (metoda obliczeń G — Gips podana dla poziomu dokładności 1b). Obie metody obliczeń są równoważne. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru:

E = D • We gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], D — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji, We — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg]. 2.1. Metoda W — Węglany Obliczenie wielkości emisji CO2 odbywa się na podstawie ilości użytych węglanów. 2.1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9755 —                Poz. 1142

2.1.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

2.2. Metoda G — Gips Obliczenie wielkości CO2 emisji odbywa się na podstawie ilości wyprodukowanego gipsu. 2.2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

2.2.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

D. Pomiar emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9756 —                Poz. 1142

Załącznik nr 3

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z RAFINERII ROPY NAFTOWEJ A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z rafinerii ropy naftowej.

2. Monitorowanie wielkości emisji CO2 z instalacji obejmuje wszystkie emisje CO2 z procesów spalania i procesów produkcyjnych odbywających się w rafineriach. Nie uwzględnia się emisji CO2 z procesów odbywających się w przyległych instalacjach chemicznych nienależących do rodzajów instalacji1), które nie są częścią łańcucha produkcyjnego rafinacji. B. Określanie wielkości emisji CO 2 èródła emisji CO2 w instalacjach rafinerii ropy naftowej obejmują: B.1. Spalanie związane z pozyskiwaniem energii:

1) kotły;

2) urządzenia grzewcze i przetwarzające, stosowane w procesach technologicznych;

3) silniki tłokowe lub turbiny;

4) utleniacze katalityczne i cieplne;

5) piece do kalcynacji koksu;

6) pompy strażackie;

7) awaryjne i rezerwowe generatory energii;

8) spalanie gazów na wylotach kominów;

9) piece do spopielania;

10) urządzenia do krakowania. B.2. Procesy:

1) instalacje do produkcji wodoru;

2) regeneracja katalityczna, w tym katalityczne krakowanie i inne procesy katalityczne;

3) retorty do koksowania. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2

1. Emisja z procesów spalania Emisje z procesów spalania podlegają monitorowaniu zgodnie z załącznikiem nr 2 do rozporządzenia.

2. Emisja z procesów technologicznych Procesy prowadzące do powstania emisji CO2 obejmują: 2.1. Regeneracje urządzeń do krakowania katalitycznego i innych procesów regeneracji katalizatorów i flexi - cokers Koks odkłada się na powierzchni katalizatora i powoduje jego dezaktywację. Aby przywrócić jego aktywność stosuje się proces regeneracji (ciągłej lub okresowej) poprzez wypalenie koksu osadzonego na powierzchni katalizatora za pomocą gorącego powietrza. Wielkość emisji CO2 oblicza się metodą bilansu materiałowego, uwzględniając stan powietrza wlotowego gazów spalinowych. Cały CO w gazach spalinowych uwzględnia się jako CO2 2). Analiza powietrza wlotowego i gazów spalinowych oraz dobór poziomów dokładności są zgodne z warunkami określonymi w części G załącznika nr 1 do rozporządzenia. Konkretną metodę obliczeń określa się jako część planu monitorowania. Dopuszcza się sposób monitorowania emisji z wykorzystaniem narzędzi dostarczonych przez dostawcę technologii procesu regeneracji katalizatora.

———————

1) 2)

Rodzaje instalacji określone w rozporządzeniu Ministra Ârodowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 60, poz. 429, z późn. zm.). Stosując zależność w odniesieniu do masy Mg CO • 1,571.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9757 —                Poz. 1142

2.2. Produkcja wodoru w rafineriach Emitowany CO2 pochodzi z zawartości węgla w gazie zasilającym. Wielkość emisji CO2 oblicza się na podstawie danych dotyczących wsadów. E = D • We

gdzie: E —oznacza całkowitą wielkość emisji CO2 [Mg CO2], D —oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, We —oznacza wskaźnik emisji. 2.2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

2.2.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9758 —                Poz. 1142

Załącznik nr 4

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z PIECÓW KOKSOWNICZYCH A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z pieców koksowniczych.

2. Koksownie mogą stanowić samodzielną instalację lub część huty, mającą bezpośrednie połączenie technologiczne z jej wydziałami. Jeżeli zezwolenie obejmuje całą hutę, a nie tylko koksownię, to wielkość emisji CO2 może być monitorowana dla huty jako całości.

3. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, a powodowana tym emisja CO2 nie jest liczona jako część emisji procesowej z instalacji, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 oblicza się zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO 2 W koksowniach główny strumień emisji CO2 generowany jest w procesie opalania baterii koksowniczych, zazwyczaj przy zastosowaniu oczyszczonego gazu koksowniczego. Innymi źródłami emisji CO2 mogą być:

1) surowce (węgiel lub koks naftowy);

2) paliwa konwencjonalne (np. gaz ziemny);

3) gazy powstałe w wyniku procesu technologicznego (np. gaz wielkopiecowy (BFG));

4) inne paliwa;

5) oczyszczanie gazów odlotowych. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2 Jeżeli koksownia jest częścią huty zintegrowanej, prowadzący instalację oblicza wielkość emisji:

1) dla zintegrowanej huty jako całości, stosując metodę bilansu masowego, lub

2) dla koksowni jako wydzielonej części huty.

1. Metoda bilansu masowego Metoda bilansu masowego polega na uwzględnianiu całej ilości węgla w materiałach wsadowych, zapasach, węglu wchodzącym w skład produktów oraz węglu wyprowadzanym z danej instalacji, obliczanej przy użyciu następującego wzoru: E = (W – P – Ex – Zm) • Wk gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], W — oznacza wsad, czyli całą ilość węgla wprowadzanego w granice instalacji [Mg C], P — oznacza produkty, czyli całą ilość węgla w produktach i materiałach, łącznie z produktami ubocznymi, opuszczającą obszar objęty bilansem masy [Mg C], Ex — oznacza eksport, czyli całą ilość węgla wyprowadzanego z obszaru objętego bilansem masy: wprowadzona do kanalizacji, kierowana na składowisko lub związana ze stratami procesowymi, nieobejmująca CO2 wprowadzanego do powietrza [Mg C], Zm — oznacza zmiany w zapasach, czyli zwiększenie ilości węgla w zapasach w granicach instalacji [Mg C], Wk — oznacza współczynnik konwersji. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = {Σ (DW • ZW) – Σ (DP • ZP) – Σ (DEx • ZEx) + – Σ (DZm • ZZm)} * 3,664 gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], DW — dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, DP — dane dotyczące rodzaju instalacji dla produktów, DEx — dane dotyczące rodzaju instalacji dla eksportu, DZm — dane dotyczące rodzaju instalacji dla zmian, ZW — zawartość węgla na wejściu, ZP — zawartość węgla dla produktów, ZEx — zawartość węgla dla eksportu, ZZm — zawartość węgla dla zmian. 1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Analizuje się i zamieszcza w rocznym raporcie przepływy masowe do i z instalacji oraz odpowiednie zmiany zapasów dla wszystkich odnośnych paliw i materiałów oddzielnie. Tam gdzie zawartość węgla w przepływie masowym jest zazwyczaj odnoszona do zawartości energii (paliwa), można określić i wykorzystać do obliczenia bilansu masowego zawartość węgla odniesioną do zawartości energii [Mg C/TJ] odpowiedniego przepływu masy.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9759 —                Poz. 1142

1.2. Zawartość węgla

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Całkowita wielkość emisji CO2 z koksowni jest wynikiem spalania strumieni paliw, w tym gazu koksowniczego, gazu wielkopiecowego, gazu ziemnego, węgla kamiennego. Procesy spalania zachodzące w koksowniach są monitorowane i rozliczane zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

3. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych W czasie procesu koksowania w komorze koksowniczej pieca koksowniczego węgiel jest przekształcany, bez dostępu powietrza, na koks i surowy gaz koksowniczy. Głównym materiałem lub strumieniem wsadowym zawierającym węgiel [C] są: węgiel kamienny, uboczne produkty koksowania, koks naftowy, oleje i inne stałe surowce węglonośne. Głównym materiałem lub strumieniem wyjściowym zawierającym węgiel [C] jest koks, a ponadto smoła koksownicza, benzol oraz nieoczyszczony gaz koksowniczy. Nieoczyszczony gaz koksowniczy, jako część produktu wyjściowego z procesu, zawiera wiele składników zawierających węgiel, między innymi dwutlenek węgla

(CO2), tlenek węgla (CO), metan (CH4), węglowodory (CxHy). Ogólną wielkość emisji CO2 z koksowni oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = Σ (Dwejście • Wewejście) – Σ (Dwyjście • Wewyjście) gdzie: E Dwejście Dwyjście Wewejście Wewyjście — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wyjściu, — oznacza wskaźnik emisji na wejściu, — oznacza wskaźnik emisji na wyjściu.

3.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Dane dotyczące rodzaju instalacji mogą obejmować węgiel występujący jako surowiec, odpady koksowe, koks naftowy, ropę naftową, gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy i tym podobne. Dane dotyczące rodzaju instalacji na wyjściu mogą obejmować: koks, smołę, lekki olej opałowy, gaz koksowniczy i tym podobne.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9760 —                Poz. 1142

a) Określenie zużycia paliwa stosowanego jako wsad do procesu

b) Wartość opałowa

3.2. Wskaźnik emisji CO 2 — We

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9761 —                Poz. 1142

Załącznik nr 5

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI PRA˚ENIA I SPIEKANIA RUD METALI, W TYM RUDY SIARCZKOWEJ A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji prażenia i spiekania rud metali, w tym rudy siarczkowej, oraz instalacje do grudkowania rudy.

2. Instalacje do prażenia i spiekania rud metali, w tym rudy siarczkowej, mogą stanowić część stalowni, jeżeli mają bezpośrednie połączenie technologiczne z piecami koksowniczymi oraz instalacjami do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, i zachodzi w nich intensywna wymiana energii i masy (gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, koks, wapień) co ma miejsce przy ciągłej pracy.

3. Jeżeli zezwolenie obejmuje całą stalownię, a nie tylko instalacje do prażenia i spiekania rud metali w tym rudy siarczkowej, wielkość emisji CO2 można również monitorować w całej stalowni, stosując metodę bilansu masowego.

4. Jeżeli w instalacji prowadzi się mokre oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 oblicza się zgodnie z zasadami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO 2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji do prażenia i spiekania rud metali, w tym rudy siarczkowej, należą:

1) surowce (kalcynacja wapienia, dolomitu i węglanowych rud żelaza np. FeCO3);

2) paliwa konwencjonalne (np. gaz ziemny, koks/miał koksowy);

3) gazy powstałe w wyniku procesu technologicznego (gaz koksowniczy (COG) i gaz wielkopiecowy (BFG);

4) pozostałości z procesu technologicznego używane jako materiał wsadowy w tym odfiltrowane pyły z zakładu spiekalniczego, konwertera i wielkiego pieca;

5) inne paliwa;

6) oczyszczanie gazów odlotowych. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2 Oblicza się wielkości emisji CO2, stosując metodę bilansu masowego, dla każdego rodzaju instalacji/źródła instalacji. W przypadku gdy instalacja do prażenia, spiekania i grudkowania rud metali jest częścią zintegrowanej huty o pełnym cyklu produkcji, prowadzący instalacje może obliczać emisje:

1) dla zintegrowanej huty jako całości, stosując metodę bilansu masowego, lub

2) dla instalacji do prażenia, spiekania i grudkowania rud metali, jako oddzielnego rodzaju instalacji.

1. Metoda bilansu masowego Metoda bilansu masowego polega na analizowaniu całego węgla we wsadzie, akumulacji, zawartości w produktach oraz eksporcie w celu obliczenia wielkości emisji CO2 z instalacji, przy użyciu następującego wzoru: E = (W – P – Ex – Zm) • Wk E = (wsad – produkty – eksport – zmiany w zapasach) • Wk gdzie: E

+

— oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], W – wsad — oznacza cały węgiel wprowadzany w obszar instalacji [Mg C], P – produkty — oznacza cały węgiel w produktach i materiałach łącznie z produktami ubocznymi, nie licząc obszaru bilansu masowego [Mg C], Ex – eksport — oznacza węgiel wydzielany z obszaru bilansu masowego — usuwany do kanalizacji, kierowany na składowisko odpadów lub związany ze stratami, przy czym eksport nie obejmuje CO2 wprowadzanego do powietrza [Mg C], Zm – zmiany w zapasach — oznacza zwiększanie zapasów węgla w obszarze instalacji [Mg C], Wk — oznacza współczynnik konwersji. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = {Σ (Dwsad • Zcwsad) – Σ (Dprodukty • Zcprodukty) + – Σ (Deksport • Zceksport) – Σ (Dzmiany zapasów Zczmiany zapasów)} • 3,664

•

gdzie: E Dwsad — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu,

Dprodukty — dane dotyczące rodzaju instalacji dla produktów,

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9762 —                Poz. 1142

Deksport

— dane dotyczące rodzaju instalacji dla eksportu,

1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Analizuje się i podaje w rocznym raporcie masowe przepływy do i z instalacji oraz odpowiednie zmiany zapasów dla wszystkich odnośnych paliw i materiałów oddzielnie. Tam gdzie zawartość węgla w przepływie masowym jest zazwyczaj odnoszona do zawartości energii (paliwa), można do obliczenia bilansu masowego określić i wykorzystać zawartość węgla odniesioną do zawartości energii [Mg C/TJ] odpowiedniego przepływu masowego.

Dzmiany zapasów — dane dotyczące rodzaju instalacji dla zmian, Zcwsad Zcprodukty Zceksport — zawartość węgla na wejściu, — zawartość węgla dla produktów, — zawartość węgla dla eksportu,

Zczmiany zapasów — zawartość węgla dla zmian.

1.2. Zawartość węgla

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Wielkości emisji CO2 pochodzące z procesów spalania odbywających się w instalacjach prażenia i spiekania rud metali, w tym rudy siarczkowej, podlegają monitorowaniu zgodnie z wymogami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

3. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych W czasie procesu wypalania na ruszcie CO2 jest uwalniane z materiałów wsadowych, tj. z mieszaniny surowców (np. węglanu wapnia), oraz z powtórnie wykorzystywanych odpadów z procesu technologicznego.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9763 —                Poz. 1142

Dla każdego rodzaju używanych materiałów wsadowych wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = Dwsad • We • Wk gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2],

Dwsad — dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, We Wk — oznacza wskaźnik emisji CO2, — oznacza współczynnik konwersji.

3.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

3.2. Wskaźnik emisji CO 2 — We Dla węglanów stosuje się wskaźniki określone w tabeli. Tabela — Stechiometryczne wskaźniki emisji

Wartości wskaźników emisji CO2 modyfikuje się w zależności od zawartości wilgoci i skały płonnej w stosowanym materiale zawierającym węglany. Dla pozostałości z procesu technologicznego wskaźniki

emisji CO2 wyznacza się zgodnie z warunkami określonymi w części G załącznika nr 1 do rozporządzenia. 3.3. Współczynnik konwersji — Wk

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9764 —                Poz. 1142

Załącznik nr 6

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PIERWOTNEGO LUB WTÓRNEGO WYTOPU SURÓWKI ˚ELAZA LUB STALI SUROWEJ, W TYM DO CIĄGŁEGO ODLEWANIA STALI A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, dotyczące wytopu pierwotnego (w wielkich piecach — BF i konwertorach tlenowych — BOF) oraz wytopu wtórnego (w elektrycznych piecach łukowych — EAF).

2. Instalacje do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, są integralną częścią stalowni powiązaną technologicznie z piecami koksowniczymi oraz instalacjami spiekalniczymi.

3. Intensywna wymiana energii i masy (gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, koks, wapień) ma miejsce przy ciągłej pracy. Jeżeli zezwolenie obejmuje całą hutę, a nie tylko wielkie piece, wielkość emisji CO2 można również monitorować w całej hucie przy użyciu metody bilansu masowego.

4. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 oblicza się zgodnie z zasadami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO 2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali należą:

1) surowce (kalcynacja wapienia i dolomitu i węglanowych rud żelaza, np. FeCO3);

2) paliwa konwencjonalne (np. gaz ziemny, węgiel, koks);

3) środki redukujące (koks, węgiel, tworzywa sztuczne itp.);

4) gazy powstałe w wyniku procesu technologicznego (gaz koksowniczy/COG, gaz wielkopiecowy/BFG, gaz konwertorowy/BOFG);

5) zużyte grafitowe elektrody;

6) inne paliwa;

7) oczyszczanie gazów odlotowych. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2

1. Metoda bilansu masowego Metoda bilansu masowego polega na analizowaniu całego węgla we wsadzie, akumulacji, zawartości w produktach oraz eksporcie w celu obliczenia wielkości emisji CO2 z instalacji, przy użyciu następującego wzoru: E = (wsad – produkty – eksport + – zmiany w zapasach) • współczynnik konwersji gdzie: E

— oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], wsad — oznacza cały węgiel wprowadzany w obszar instalacji [Mg C], produkty — oznacza cały węgiel w produktach i materiałach łącznie z produktami ubocznymi, opuszczający granice instalacji [Mg C], eksport — oznacza węgiel wydzielany z obszaru bilansu masowego, np. usuwany do kanalizacji, deponowany na składowisko odpadów lub tracony, przy czym wydzielanie nie obejmuje CO2 wypuszczanego do atmosfery [Mg C], zmiany w zapasach — oznacza zwiększanie zapasów węgla w obszarze instalacji [Mg C]. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = {Σ (Dwsad • Zcwsad) • Σ (Dprodukty • Zcprodukty) + – Σ (Deksport • Zceksport) – Σ (Dzmiany w zapasach • Zczmiany w zapasach)} • 3,664 gdzie: E Dwsad Dprodukty Deksport Dzmiany w zapasach Zcwsad Zcprodukty Zceksport Zczmiany w zapasach — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2] — dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla produktów, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla eksportu, — dane dotyczące rodzaju instalacji dla zmian, — zawartość węgla na wejściu, — zawartość węgla dla produktów, — zawartość węgla dla eksportu, — zawartość węgla dla zmian.

1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Analizuje się i podaje w rocznym raporcie masowe przepływy do i z instalacji oraz odpowiednie zmiany zapasów dla wszystkich odnośnych paliw i materiałów oddzielnie. Tam gdzie zawartość węgla w przepływie masowym jest zazwyczaj odnoszona do zawartości energii (paliwa), można do obliczenia bilansu masowego określić i wykorzystać zawartość węgla odniesioną do zawartości energii [Mg C/TJ] odpowiedniego przepływu masowego.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9765 —                Poz. 1142

1.2. Zawartość węgla

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Wielkości emisji CO2 pochodzące z procesów spalania odbywających się w instalacjach do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, w których nie używa się paliw jako środków redukujących ani niepochodzących z reakcji metalurgicznych, monitoruje

się i rozlicza zgodnie z wymogami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

3. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych Instalacje do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9766 —                Poz. 1142

odlewania stali, mają technologiczne powiązanie z innymi instalacjami. W tych instalacjach stosuje się różne paliwa jako czynniki redukujące. Instalacje te wytwarzają gazy pochodzące z procesu technologicznego, takie jak gaz koksowniczy (COG), gaz wielkopiecowy (BFG), gaz konwertorowy (BOFG). Całkowitą wielkość emisji CO2 pochodzącą z instalacji do pierwotnego lub wtórnego wytopu surówki żelaza lub stali surowej, w tym do ciągłego odlewania stali, oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = Σ (Dwejście • Wewejście) – Σ (Dwyjście • Wewyjście)

gdzie: E Dwejście Dwyjście — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wyjściu,

Wewejście — oznacza wskaźnik emisji na wejściu, Wewyjście — oznacza wskaźnik emisji na wyjściu. 3.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

3.2. Wartość opałowa

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9767 —                Poz. 1142

3.3. Wskaźnik emisji CO 2 Wskaźnik emisji CO2 dla danych dotyczących rodzaju instalacji na wyjściu dotyczy ilości węgla nieza-

wierającego CO2 na wyjściu procesu, który jest wyrażony w [Mg CO2/Mg] wyjścia dla uwydatnienia porównywalności.

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9768 —                Poz. 1142

Załącznik nr 7

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PRODUKCJI KLINKIERU CEMENTOWEGO W PIECACH OBROTOWYCH A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji klinkieru cementowego w piecach obrotowych.

2. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 należy liczyć zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO 2

2. Emisje z procesów technologicznych W instalacjach do produkcji cementu, emisje CO2 pochodzą z następujących źródeł i strumieni materiałów wsadowych:

1) kalcynacja wapienia znajdującego się w surowcach;

2) konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania;

3) alternatywne paliwa do wypalania bazujące na kopalinach i surowcach oraz inne paliwa i surowce alternatywne;

4) paliwa do wypalania z biomasy, w tym odpady biomasy;

5) paliwa niestosowane do wypalania;

6) zawartość węgla organicznego w wapieniu i łupkach;

7) surowce używane do oczyszczania gazów odlotowych. C. Obliczanie wielkości emisji CO 2

1. Emisje z procesów spalania Procesy spalania, w których używa się różnych rodzajów paliw (np. węgla, koksu ponaftowego, oleju opałowego, gazu ziemnego oraz szerokiego zakresu paliw z odpadów), odbywające się w instalacjach do produkcji klinkieru cementowego, podlegają monitorowaniu i sprawozdawczości zgodnie z załącznikiem nr 2 do rozporządzenia. Bez względu na poziom dokładności, w przypadku współspalania opon, określa się we własnym zakresie wartość opałową oraz określa wskaźnik emisji, wykorzystując wielkości podane w tabeli nr 2 załącznika nr 1 do rozporządzenia. Wskaźnik zawartości biomasy w oponach określa się na stałym poziomie określonym w planie monitorowania pod warunkiem udokumentowania stosownymi wynikami. Dla paliw podstawowych, takich jak: gaz propan-butan, olej opałowy, olej opałowy lekki, olej opałowy ciężki, drewno oraz węgiel (pył węglowy) stosowanych w czasie rozruchu instalacji oraz odpadów własnych monitorowanie emisji CO2 może odbywać się Związane z procesem technologicznym emisje CO2 pochodzą z kalcynacji węglanów w surowcach używanych do produkcji klinkieru (podpunkt 2.1.1 i 2.1.2), z częściowej lub całkowitej kalcynacji pyłów z pieca do wypalania cementu lub pyłów z filtrów obejściowych usuwanych z procesu (pkt 4), w pewnych przypadkach z zawartości węgla niewęglanowego w surowcach (pkt 5). 2.1 CO 2 pochodzący z produkcji klinkieru Wielkość emisji oblicza się na podstawie zawartości węglanów na wejściu procesu (metoda obliczania W) lub na podstawie ilości wyprodukowanego klinkieru (metoda obliczania P). Metody te uznaje się za równoważne i prowadzący instalację może je wzajemnie stosować do walidacji wyników drugiej metody. Można określić inną częstotliwość badań oraz wielkość partii dostawy dla dodatków surowcowych pod warunkiem, że wielkość emisji mieścić się będzie w pojęciu pomniejszego źródła lub mikro źródła emisji. 2.1.1 Metoda W — węglany (wsad do pieca) Obliczenie opiera się na zawartości węglanów we wsadach do procesu (wliczając w to popiół lotny i żużel wielkopiecowy) z odjęciem pyłu cementowego (CKD) i obejściowego pyłu odpadowego od zużycia surowca, a następnie obliczeniem wielkości emisji zgodnie z przepisami pkt 3 części C, w przypadku kiedy CKD i obejściowy pył odpadowy opuszczają układ pieca. Metoda ta nie obejmuje węgla niezawartego w węglanach, a zatem przepisy pkt 5 nie mają zastosowania. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru: E = D • We • Wk gdzie: E D We Wk — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji, — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg], — oznacza współczynnik konwersji. z zastosowaniem pierwszego poziomu dokładności pod warunkiem, że emisja ta mieścić się będzie w pojęciu pomniejszego źródła lub mikro źródła emisji. W piecach obrotowych bez względu na poziom emisji można stosować wskaźnik utleniania wynoszący 1,0. Wskaźnik zawartości biomasy w oponach może być przyjęty na stałym poziomie określonym w planie monitorowania.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9769 —                Poz. 1142

a) Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Jeżeli mączka surowcowa nie jest scharakteryzowana jako taka, wymagania te stosuje się oddzielnie do każdego z odnośnych zawierających węgiel wsadów do pieca (niebędących paliwami), np. wapienia lub łupka, unikając podwójnego liczenia lub pominięcia związanego z materiałami zawracanymi do procesu lub materiałami obejściowymi. Ilość netto mączki

surowcowej określa się z empirycznie wyznaczonego dla danej instalacji stosunku mączki surowcowej/klinkieru, który należy aktualizować co najmniej raz do roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk tej branży. Dla dodatków surowcowych niedokładność ważenia oraz niedokładność określenia zmian zapasów jest taka sama jak dla klinkieru, metoda P — Produkcja klinkieru.

b) Wskaźnik emisji Wskaźnik emisji oblicza się i zamieszcza w rocznym raporcie w jednostkach masy CO2 uwalnianego na tonę każdego odnośnego wsadu do pieca. Do przeliczenia danych dotyczących składu na wskaźniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne przedstawione w tabeli poniżej. Określenia ilości odnośnych węglanów, wliczając w to CaCO3 i MgCO3 w każdym z odnośnych wsadów

do pieca, dokonuje się zgodnie z przepisami części G załącznika nr 1 do rozporządzenia. Można to osiągnąć, stosując metodę termograwimetryczną. Metodą alternatywną określenia składu służącego do wyliczenia wielkości emisji jest oznaczenie we wsadzie piecowym węgla pierwiastkowego, obejmującego węglany i węgiel niewęglanowy oraz określenie emisji CO2 z wykorzystaniem współczynnika stechiometrycznego zawartego w poniższej tabeli.

c) Współczynnik konwersji

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9770 —                Poz. 1142

2.1.2. Metoda obliczania P — Ilość wyprodukowanego klinkieru Ta metoda obliczeń oparta jest na ilości wyprodukowanego klinkieru, emisję CO2 oblicza się ją za pomocą następującego wzoru: E = D • We • Wk gdzie: E D — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji,

witej wielkości emisji CO2, przy użyciu następującego wzoru: Eproces gdzie: Eproces ogółem Eklinkier Epyły — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza wielkość emisji CO2 w klinkierze [Mg CO2], — oznacza wielkość emisji CO2 w pyle [Mg CO2],

ogółem

= Eklinkier + Epyły + Ewęgiel niewęglanowy

We — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg], Wk — oznacza współczynnik konwersji. Uwzględnia się CO2 uwolniony z procesu kalcynacji pyłu cementowego i obejściowego pyłu odpadowego dla instalacji, w których pyły te opuszczają układ pieca (pkt

4) wraz z potencjalnymi emisjami węgla niewęglanowego w mączce surowcowej (pkt 5). Wielkość emisji CO2 z produkcji klinkieru oraz z pyłów cementowych i odpadowych pyłów obejściowych i z węgla niewęglanowego w materiałach wsadowych oblicza się oddzielnie oraz dodaje do całko-

Ewęgiel niewęglanowy — oznacza wielkość emisji CO2 z węgla niewęglanowego [Mg CO2].

3. Emisje związane z produkcją klinkieru a) Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Produkcję klinkieru [Mg] w okresie rozliczeniowym określa się przez bezpośrednie ważenie klinkieru albo na podstawie wielkości dostaw cementu z wykorzystaniem poniższego wzoru (bilans materiałowy uwzględniający klinkier wysłany, klinkier dostarczony, jak również zmienność stanu zapasów klinkieru):

Klinkier wyprodukowany [Mg] = cement wyprodukowany [Mg] • wskaźnik klinkier/cement – klinkier dostarczony [Mg] + + klinkier wysłany [Mg] – początkowy zapas klinkieru [Mg] + końcowy zapas klinkieru [Mg] Stosunek klinkier/cement wyprowadza się dla każdego z różnych produktów cementowych na podstawie warunków określonych w części G załącznika nr 1 do rozporządzenia lub oblicza się go z różnicy między dostawami cementu i zmian zapasów oraz wszystkich materiałów użytych jako dodatki do cementu, wliczając w to odpadowy pył obejściowy i pył cementowy. Stosunek klinkier/cement można obliczać bez podziału na rodzaje cementu, stosując łączny bilans dodatków do cementu dla wszystkich rodzajów cementu. Ilość wyprodukowanego cementu stanowi sumę ilości sprzedanego cementu i różnicy w zapasach cementu na koniec danego roku okresu rozliczeniowego pomniejszoną o cement dostarczony do instalacji. Na potrzeby rozporządzenia jako cement sprzedany rozumie się cement, który opuścił teren zakładu na podstawie wystawionych dokumentów sprzedaży lub dokumentów przewozowo-magazynowych. Ilości klinkieru wysłanego i dostarczonego oraz ilości wysłanego i dostarczonego cementu, a także ilości dostarczonych lub wysłanych dodatków do produkcji cementu określa się z maksymalną dopuszczalną niedokładnością pomiarową mniejszą niż ±2,5 %. Niedokładność określenia zmian zapasów klinkieru, cementu oraz dodatków do produkcji cementu w danym roku okresu rozliczeniowego wykazuje się z maksymalną dopuszczalną niedokładnością mniejszą niż ±10 %. Ustalenie ilości wyprodukowanego cementu w oparciu o urządzenia ważąco-dozujące zainstalowane przed młynami cementu. Ilość wyprodukowanego cementu stanowi sumę ilości klinkieru i dodatków do cementu pomniejszonych o zawartość wilgoci.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9771 —                Poz. 1142

b) Wskaźnik emisji

c) Współczynnik konwersji

4. Wielkość emisji CO2 związana ze zrzucanymi pyłami CO2 z pyłu obejściowego i pyłu cementowego (CKD) opuszczający system pieca oblicza się na podstawie ilości pyłu opuszczającego układ pieca oraz wskaźnika emisji obliczanego jak dla klinkieru (ale z ewentualnością odmiennych zawartości CaO i MgO), w celu uwzględnienia częściowej kalcynacji CKD. Pomija się rozliczanie wielkości emisji CO2 z pyłów obejściowych, w tym pyłów z by-passu oraz pyłów z gazów wykorzystywanych do suszenia: paliw, surowców do produkcji klinkieru lub dodatków i surowców do produkcji cementu — pod warunkiem że wliczane są

one do ilości klinkieru wyprodukowanego w ramach instalacji. Do ilości klinkieru nie wlicza się pyłów emitowanych do powietrza. Wielkość emisji CO2 oblicza się za pomocą następującego wzoru: gdzie: D We Epyły = D • We

Epyły — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji, — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg].

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9772 —                Poz. 1142

a) Dane dotyczące rodzaju instalacji

b) Wskaźnik emisji CO2

5. Emisje z niewęglanowego węgla w mączce surowcowej Wielkość emisji CO2 z niewęglanowego węgla w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach (np. popiół lotny) stosowanych w mączce surowcowej w piecu oblicza się za pomocą następującego wzoru: Esurowiec węglanowy = D • We • Wk gdzie: Esurowiec węglanowy — oznacza wielkość emisji CO2 z surowca węglanowego [Mg CO2], D We Wk — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji, — oznacza wskaźnik [Mg CO2/Mg], emisji

Właściwy organ do wydania zezwolenia na uczestnictwo we wspólnotowym systemie handlu uprawnieniami do emisji może prowadzącemu instalację określić częstotliwość badań oraz wielkość partii surowców dla określenia wielkości emisji z niewęglanowego węgla zawartego w mączce surowcowej, pod warunkiem że emisja ta mieścić się będzie w pojęciu pomniejszego źródla lub mikro źródła emisji. Monitorowanie emisji z niewęglanowego węgla zawartego w mączce surowcowej może odbywać się z zastosowaniem pierwszego poziomu dokładności, pod warunkiem że emisja ta mieścić się będzie w pojęciu pomniejszego lub mikro źródła emisji. Dla poszczególnych składników mąki surowcowej dopuszcza się oddzielne monitorowanie emisji z niewęglanowego węgla.

— oznacza współczynnik konwersji [Mg CO2/Mg].

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9773 —                Poz. 1142

a) Dane dotyczące rodzaju instalacji

b) Wskaźnik emisji CO2

c) Współczynnik konwersji

D. Pomiar wielkości emisji CO2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9774 —                Poz. 1142

Załącznik nr 8

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PRODUKCJI WAPNA A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji wapna.

2. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 należy liczyć zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

3. W przypadku stosowania tego samego rodzaju paliwa do celów innych niż wypalanie wapna w instalacji, w wiarygodny sposób wykazuje się, za pomocą rozliczeń wewnętrznych, jaka ilość paliwa była zużyta do wypalania wapna. B. Określanie wielkości emisji CO2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji do produkcji wapna należą:

1) kalcynacja wapienia i dolomitu znajdujących się w surowcach;

2) konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania;

3) alternatywne paliwa do wypalania bazujące na kopalinach i surowcach;

4) paliwa do wypalania z biomasy, w tym odpady biomasy;

5) inne paliwa. C. Określanie wielkości emisji CO2

1. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Procesy spalania, w których używa się różnych rodzajów paliw, w tym węgla, koksu ponaftowego, oleju opałowego, gazu ziemnego, odbywające się w instalacjach do produkcji wapna, podlegają monitorowaniu i rozliczaniu, zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

2. Wielkości emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych Z produkcją wapna bezpośrednio wiąże się wyprażanie węglanów w surowcach z uwalnianiem CO2. Na poziomie instalacji wyprażaną wielkość emisji CO2 można obliczać na dwa sposoby: na podstawie ilości węglanów wapnia i magnezu z surowców, w szczególności z wapienia i dolomitu, przetworzonych w procesie technologicznym (obliczanie metodą W — Węglany) lub na podstawie ilości tlenków alkalicznych w produkowanym wapnie (obliczanie metodą T — Tlenki alkaliczne). Obie metody obliczeniowe są równoważne. 2.1. Metoda W — Węglany Obliczanie wielkość emisji CO2 z węglanu polega na obliczeniu zużytej ilości węglanów, przy użyciu następującego wzoru: gdzie: E Dwejście We Wk E = Σ (Dwejście • We • Wk) — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wejściu, — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg], — oznacza współczynnik konwersji.

2.1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Wymagania mają zastosowanie oddzielnie do każdego z odnośnych wsadów do pieca zawierających węgiel (niebędących paliwami), np. do kredy lub wapienia, unikając podwójnego liczenia lub pominięcia związanego z materiałami zawracanymi do procesu lub materiałami obejściowymi.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9775 —                Poz. 1142

2.1.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

2.1.3. Współczynnik konwersji — Wk

2.2. Metoda T — Tlenki alkaliczne Wielkość emisji CO2 oblicza się na podstawie ilości CaO, MgO oraz zawartości ziem alkalicznych lub tlenków alkalicznych w produkowanym wapnie. Bierze się pod uwagę już wyprażone Ca i Mg wchodzące do pieca do wyprażania, na przykład przez popioły lotne lub alternatywne paliwa i surowce z odpowiednią zawartością CaO lub MgO. Odpowiednio uwzględnia się pył wapna opuszczający układ pieca do prażenia. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = Σ (Dwyjście • We • Wk)

gdzie: E Dwyjście We Wk — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji na wyjściu, — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2 /TJ], — oznacza współczynnik konwersji.

2.2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Określenie Dwyjście oznacza całą ilość [Mg] CaO, MgO, ziem alkalicznych lub tlenków alkalicznych przetworzonych z odpowiednich węglanów w danym roku okresu rozliczeniowego.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9776 —                Poz. 1142

2.2.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

2.2.3. Współczynnik konwersji — Wk

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9777 —                Poz. 1142

Załącznik nr 9

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PRODUKCJI SZKŁA, W TYM WŁÓKNA SZKLANEGO A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji szkła, w tym włókna szklanego.

2. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą wielkość emisji CO2 należy liczyć zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji do produkcji szkła, w tym włókna szklanego, należą:

1) topienie węglanów alkalicznych i metali ziem alkalicznych w surowcach;

2) konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania;

3) alternatywne paliwa bazujące na kopalinach i surowcach;

4) paliwa do wypalania z biomasy, w tym odpady biomasy;

5) dodatki zawierające węgiel, w tym koks oraz pył węglowy;

6) oczyszczanie gazów odlotowych;

7) inne paliwa. C. Określanie wielkości emisji CO2

1. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Procesy spalania, w których używa się różnych rodzajów paliw odbywające się w instalacjach do produkcji szkła, w tym włókna szklanego, podlegają monitorowaniu i rozliczaniu zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych CO2 jest uwalniany z węglanów zawartych w surowcach w czasie topienia oraz w procesie neutralizacji HF, HCl i SO2 wapieniem lub innymi węglanami w gazach spalinowych. Emisje CO2 pochodzące z rozpadu węglanów w procesie topienia i oczyszczania stanowią część wielkości emisji CO2 pochodzącej z instalacji. Dodaje się je do ogólnej wielkości emisji CO2, ale w miarę możliwości, oddzielnie podaje się w raporcie. Wielkość emisji CO2 uwolnioną z węglanów w surowcach w czasie topienia w piecu bezpośrednio związana z produkcją szkła można obliczać na podstawie przetworzonej ilości węglanów z surowców — głównie z sody, wapienia, dolomitu, węglanów alkalicznych lub węglanów ziem alkalicznych uzupełnionych szkłem z odzysku. Obliczanie wielkości emisji CO2 z węglanu polega na obliczeniu ilości zużytych węglanów, przy użyciu następującego wzoru: E = Σ (Dwęglany • We) + Σ (Dodatki • We) gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], Dwęglany — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji — ilość zużytych surowców węglanowych, Dodatki — oznacza ilość zużytych dodatków zawierających węgiel, We — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg].

2.1.1. Dane dotyczące działalności — D Dwęglany to ilość surowców węglanowych lub dodatków związanych z emisją CO2, takich jak dolomit, wapień, soda i inne węglany, ziem alkalicznych lub węglanów alkalicznych w surowcach przerobionych w danym roku okresu rozliczeniowego, jak również ilość dodatków zawierających węgiel.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9778 —                Poz. 1142

2.1.2. Wskaźnik emisji — We Wskaźnik emisji CO2 oblicza się i umieszcza w rocznym raporcie w jednostkach masy uwolnione-

go CO2 na Mg każdego surowca węglowego. Do przeliczania danych dotyczących składu na wskaźnik emisji CO2 należy stosować współczynniki stechiometryczne przedstawione w tabeli.

Tabela — Współczynniki stechiometryczne

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9779 —                Poz. 1142

Załącznik nr 10

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PRODUKCJI WYROBÓW CERAMICZNYCH ZA POMOCĄ WYPALANIA A. Zakres i kompletność W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji wyrobów ceramicznych za pomocą wypalania. B. Określanie wielkości emisji CO 2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji do produkcji wyrobów ceramicznych za pomocą wypalania należą:

1) konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania;

2) alternatywne paliwa do wypalania bazujące na kopalinach;

3) paliwa do wypalania z biomasy;

4) kalcynacja wapienia/dolomitu i innych węglanów znajdujących się w surowcach;

5) wapień i inne węglany stosowane do ograniczania zanieczyszczeń powietrza i w innych procesach oczyszczania gazów spalinowych;

6) kopalne/pochodzące z biomasy dodatki stosowane do wywołania porowatości, np. polistyren, pozostałości z produkcji papieru i trocin;

7) kopalne materiały organiczne w glinie i innych surowcach. C. Obliczanie emisji CO 2

1. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Procesy spalania, które występują w instalacjach do produkcji wyrobów ceramicznych za pomocą wypalania, podlegają monitorowaniu i rozliczaniu zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych CO2 jest uwalniany w czasie kalcynacji surowców w piecu i w czasie utleniania materiału organicznego gliny i dodatków oraz z neutralizacji HF, HC1 i SO2 występujących w gazach spalinowych, wapieniem lub innymi węglanami oraz w innych procesach oczyszczania gazów spalinowych. Wielkość emisji CO2 z rozkładu węglanów i utleniania materiału organicznego w piecu, a także z oczyszczania gazów spalinowych dodaje się do wielkość emisji CO2 pochodzących z danej instalacji. Wielkość emisji CO2 dodaje się do całkowitej wielkości emisji CO2, ale w miarę możliwości zgłasza oddzielnie. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: Ecałkowita = Ewsad + Eoczyszczanie gdzie: Ecałkowita Ewsad — oznacza całkowitą wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza wielkość emisji CO2 z wsadu [Mg CO2],

Eoczyszczanie — oznacza wielkość emisji CO2 z procesu oczyszczania gazów spalinowych [Mg CO2]. 2.1. Wielkość emisji CO 2 pochodzącej z materiałów wsadowych Wielkość emisji CO2 pochodzącą z węglanów oraz z węgla zawartego w innych materiałach wsadowych oblicza się, używając metody obliczania opartej na ilości węgla nieorganicznego lub organicznego zawartego w surowcach (np. różnych węglanach, zawartości organicznej w glinie i dodatkach) przetworzonych w procesie technologicznym (Metoda A — Węglany) albo stosując metodykę opartą na tlenkach metali ziem alkalicznych zawartych w wyprodukowanej ceramice (Metoda B — Tlenki alkaliczne). Te dwie metody uważa się za równoważne w odniesieniu do ceramiki na bazie oczyszczonych lub syntetycznych glin. Metodę obliczania A stosuje się do produktów ceramicznych na bazie nieprzetworzonych glin lub w przypadku wykorzystania wszelkich glin lub dodatków ze znaczącą zawartością substancji organicznych. 2.1.1. Metoda A — Węglany Obliczenie opiera się na wsadzie węgla (organicznego lub nieorganicznego) w każdym z istotnych materiałów surowcowych, np. różne rodzaje glin, mieszanek glin oraz dodatków. Kwarc/krzemionka, skaleń, kaolin i talk mineralny zazwyczaj nie stanowią znaczących źródeł węgla. Dane dotyczące rodzaju instalacji, wskaźnik emisji CO2 i współczynnik konwersji odnoszą się do zwykłego stanu tego materiału, najlepiej stanu suchego. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = Σ (Dwęglany • We • Wk) gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg], — oznacza współczynnik konwersji.

Dwęglany — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji, We Wk

2.1.1.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Wymagania te stosuje się oddzielnie do każdego z odnośnych surowców zawierających węgiel (niebędących paliwami), np. glin lub dodatków, unikając podwójnego liczenia lub pominięcia związanego z materiałami zawracanymi do procesu lub materiałami obejściowymi.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9780 —                Poz. 1142

2.1.1.2. Wskaźnik emisji — We Można zastosować jeden zagregowany wskaźnik emisji CO2, obejmujący węgiel organiczny i nieorganiczny („węgiel całkowity (TC)”) dla każdego strumienia emisji (tj. odnośnej mieszanki surowców lub dodatku). Alternatywnie można zastosować dwa różne wskaźniki emisji dla „całkowitego węgla nieorganicznego (TIC)” i „całkowitego węgla organicznego (TOC)” dla każdego strumienia materiałów wsadowych. W stosownych przypadkach do przetworzenia danych dotyczących składu poszczególnych węglanów stosuje się współczynniki stechiometryczne przedstawione w tabeli

1. Frakcje biomasy w dodatkach, które nie kwalifikują się jako czysta biomasa, należy określać zgodnie z przepisami części G załącznika nr 1 do rozporządzenia. Tabela nr

1. Współczynniki stechiometryczne

Określa się częstotliwość badań oraz wielkość partii surowców, półproduktów oraz produktów we własnym zakresie. Wartości te koryguje się w zależności od zawartości wilgoci i innych minerałów w stosowanych materiałach zawierających węglany.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9781 —                Poz. 1142

2.1.1.3. Współczynnik konwersji — Wk

2.1.2. Metoda B — Tlenki alkaliczne Wielkość emisji CO2 powstałą przy wypalaniu oblicza się na podstawie ilości wyprodukowanej ceramiki oraz CaO, MgO, innych tlenków alkalicznych zawartych w ceramice (DO WYJÂCIE). Wskaźnik emisji CO2 jest korygowany dla już wypalonych Ca, Mg oraz ziem alkalicznych/alkalicznych składników wprowadzonych do pieca (DO WEJÂCIE), w tym alternatywne paliwa i surowce z odpowiednią zawartością CaO lub MgO. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E = Σ (D • We • Wk)

gdzie: E D — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2], — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji,

We — oznacza wskaźnik emisji [Mg CO2/Mg], Wk — oznacza współczynnik konwersji. 2.1.2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D Dane dotyczące rodzaju instalacji w odniesieniu do produktów odnoszą się do produkcji brutto, obejmującej produkty odrzucone i stłuczkę z pieców do wypalania i powstałą podczas wysyłki.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9782 —                Poz. 1142

2.1.2.2. Wskaźnik emisji CO2 — We Oblicza się jeden zagregowany wskaźnik emisji oparty na zawartości odpowiednich tlenków metali, np. CaO, MgO i BaO w produkcie, stosując współczynniki stechiometryczne podane w tabeli nr

2. Tabela nr

2. Współczynniki stechiometryczne

2.1.2.3. Współczynnik konwersji — Wk

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9783 —                Poz. 1142

2.2.2. Wielkość emisji CO2 z oczyszczanych gazów odlotowych Wielkość emisji CO2 pochodząca z procesu mokrego oczyszczania gazów odlotowych jest obliczana na podstawie ilości CaCO3 na wejściu. Unika się podwójnego liczenia, wynikającego z zastosowania wapienia recyklizowanego jako surowca w tej samej instalacji. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: gdzie: E D

E = D • We

— oznacza wielkość emisji CO2, — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji,

We — oznacza wskaźnik emisji CO2. 2.2.2.1. Dane dotyczące działalności — D

2.2.2.2. Wskaźnik emisji CO2 — We

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9784 —                Poz. 1142

Załącznik nr 11

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI DO PRODUKCJI PAPIERU LUB TEKTURY A. Zakres i kompletność

1. W załączniku określa się sposób monitorowania wielkości emisji CO2 z instalacji do produkcji papieru lub tektury.

2. Jeżeli dana instalacja eksportuje CO2 pochodzący z paliwa kopalnego, na przykład do przyległej instalacji produkującej wytrącony węglan wapnia, zwanym dalej „PCC”, eksportu takiego nie zalicza się do emisji z instalacji eksportującej.

3. Jeżeli w instalacji prowadzi się oczyszczanie gazów odlotowych, to powstałą w ten sposób wielkość emisji CO2 oblicza się zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia. B. Określanie wielkości emisji CO 2 Do źródeł emisji CO2 z instalacji w zakładach produkcji celulozy i papieru należą:

1) kotły energetyczne, turbiny gazowe i inne urządzenia służące do procesów spalania, wytwarzające parę lub energię dla zakładu;

2) kotły regeneracyjne i inne urządzenia, w których spala się ługi powarzelne;

3) piece do spopielania;

4) piece do wypalania wapna i piece do kalcynacji;

5) oczyszczanie gazów odlotowych;

6) suszarnie zasilane gazem lub innym paliwem kopalnym (takie jak suszarki na podczerwień). C. Obliczanie wielkości emisji CO 2

1. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania Wielkości emisji CO2 pochodzącej z procesów spalania odbywających się w instalacjach do produkcji papieru lub tektury podlegają monitorowaniu i rozliczaniu zgodnie z warunkami określonymi w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

2. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych Wielkość emisji CO2 w instalacjach produkcji celulozy i papieru są wynikiem stosowania węglanów jako uzupełnienie strat związków chemicznych. Straty sodu i wapnia powstające w systemie regeneracji i w obrębie procesu kaustyzacji są uzupełniane przez zastosowanie środków chemicznych niezawierających węglanów, stosowanie niewielkich ilości węglanu wapnia (CaCO3) i węglanu sodu (Na2CO3). Węgiel zawarty w tych związkach chemicznych jest węglem pochodzenia kopalnego lub w przypadku Na2CO3 pochodzącego z zakładów produkujących masy półchemiczne metodą sodową jest to węgiel pochodzący z biomasy. Węgiel zawarty w tych związkach chemicznych emitowany jest w postaci CO2 z pieców do wypalania wapna i kotłów regeneracyjnych. Wielkość tych emisji CO2 ustala się, zakładając, że cały węgiel zawarty w CaCO3 i Na2CO3 stosowany w procesach odzyskiwania i kaustyzacji emitowany jest do atmosfery. Uzupełnianie wapienia jest niezbędne ze względu na straty powstające w procesie kaustyzacji, w przeważającej części w postaci węglanu wapnia. Wielkość emisji CO2 oblicza się przy użyciu następującego wzoru: E= Σ (Dwęglany • We) gdzie: E — oznacza wielkość emisji CO2 [Mg CO2],

Dwęglany — oznacza dane dotyczące rodzaju instalacji określające ilość CaCO3 i Na2CO3 zużytych w procesie, We — oznacza wskaźnik emisji CO2 [Mg CO2/Mg].

2.1. Dane dotyczące rodzaju instalacji — D

2.2. Wskaźnik emisji — We

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9785 —                Poz. 1142

Wartości te koryguje się w zależności od zawartości wilgoci i innych minerałów w stosowanych materiałach zawierających węglany.

D. Pomiar wielkości emisji CO 2 Stosuje się sposoby wykonywania pomiaru wielkości emisji CO2 z instalacji za pomocą ciągłych pomiarów emisji określone w załącznikach nr 1 i 14 do rozporządzenia.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9786 —                Poz. 1142

Załącznik nr 12

ZAKRES INFORMACJI ZAWARTYCH W ROCZNYM RAPORCIE ORAZ FORMA I UKŁAD ROCZNEGO RAPORTU

1. Zakres informacji zawartych w rocznym raporcie. Roczny raport zawiera:

1) dane identyfikujące instalację: a) oznaczenie prowadzącego instalację, jego adres zamieszkania lub siedziby, b) adres zakładu, na którego terenie prowadzona jest eksploatacja instalacji, c) informacje o tytule prawnym do instalacji, d) informacje o rodzaju instalacji, e) numer zezwolenia1), datę i organ wydający, f) kod2), g) numer REGON, NIP, h) kod PKD podstawowego rodzaju działalności;

2) w odniesieniu do wszystkich źródeł: a) łączną wielkość emisji CO2, b) wybraną metodę, c) wybrane poziomy dokładności, d) dane na temat instalacji3), e) wskaźniki emisji4), f) współczynniki utleniania lub współczynniki konwersji;

3) informacje o rodzajach odpadów (kod zgodny z katalogiem odpadów5)) i wielkości emisji CO2 wynikających z ich wykorzystania w charakterze paliw lub materiałów wsadowych;

4) informacje o produkcji i wskaźnikach emisji CO2 na poszczególne produkty w danym roku;

5) informacje o okresowych lub stałych zmianach poziomów dokładności, przyczyny wprowadzenia tych zmian, początkowe daty, od których następują zmiany, oraz początkowe i końcowe daty zmian okresowych; ———————

1)

6) informacje o innych zmianach zachodzących w instalacji w danym roku okresu rozliczeniowego, które mogą być istotne dla rzeczywistej wielkości emisji;

7) kod pochodzący z dwóch następujących systemów sprawozdawczych: a) wspólnego formatu sprawozdawczego dla krajowych systemów wykazów gazów cieplarnianych, zatwierdzony przez odpowiednie organy Konwencji Ramowej Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatycznych, zwany dalej „CRF”6), b) Europejskiego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń, zwanego dalej „E-PRTR”7);

8) pozycje informacyjne: a) ilości biomasy w postaci zawartości energii [TJ] spalonej lub zastosowanej w procesach [Mg lub m3], b) wielkość emisji CO2 [Mg CO2] z biomasy, jeżeli do ustalania wielkości emisji stosuje się metodę pomiarów, c) ilość CO2 przeniesionego z instalacji [Mg CO2] wraz z informacją, w jakiego rodzaju związkach CO2 został z niej przeniesiony; d) ilość CO2 związanego w paliwie, przeniesionego z instalacji jako część składowa paliwa;

9) w przypadku stosowania bilansu masowego: a) przepływ masy, b) zawartość węgla i energii dla każdego rodzaju paliwa oraz strumień materiałów wsadowych i wyjściowych i zapasów z danej instalacji;

10) w przypadku stosowania ciągłego pomiaru emisji (zgodnie z załącznikiem nr 14 do rozporządzenia), podaje się w raporcie roczną wielkość emisji CO2 pochodzącego z paliw kopalnych, jak również wielkość emisji CO2 pochodzącego z biomasy oraz dodatkowe dane przybliżone dla średniorocznej wartości opałowej i wskaźnika emisji CO2 dla każdego paliwa, oraz dla innych istotnych parametrów, uzyskane z potwierdzającego obliczenia;

11) w przypadku zastosowania metody „rezerwowej” podaje się dodatkowe dane przybliżone dla każdego parametru, dla którego ta metoda nie generuje danych wymaganych zgodnie z załącznikami nr 1—11 do rozporządzenia; ———————

6)

2)

3)

4)

5)

Zezwolenie wydane na podstawie art. 36 ustawy z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji. Kod i rodzaj instalacji określony w rozporządzeniu Ministra Ârodowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 60, poz. 429, z późn. zm.). Dane dotyczące rodzaju instalacji w odniesieniu do działalności obejmującej procesy spalania przedstawia się w postaci energii (wartość opałowa) i masy. Paliwa zawierające biomasę lub materiały wsadowe należy również uwzględniać w danych dotyczących rodzaju instalacji. Wskaźniki emisji w zakresie działalności obejmującej procesy spalania podaje się w postaci emisji CO2 na daną zawartość energii. Kod odpadów zgodnie z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206).

7)

Common Reporting Format — stosowany dla krajowych inwentaryzacji emisji gazów cieplarnianych, zgodnie z wytycznymi UNFCCC. Zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 166/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. w sprawie ustanowienia Europejskiego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń i zmieniającym dyrektywę Rady 91/689/EWG i 96/61/WE (Dz. Urz. UE L 31 z 04.02.2006, str. 1).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9787 —                Poz. 1142

12) w przypadku gdy następuje zużycie paliwa, ale emisje obliczane są jako emisje z procesów technologicznych, podaje się w rocznym raporcie uzupełniające dane przybliżone dla odnośnych zmiennych standardowego wyliczenia wielkości emisji CO2 dla emisji ze spalania tych paliw;

13) jeżeli wskaźniki emisji CO2 i dane dotyczące rodzaju instalacji dotyczące paliwa odnoszone są do masy zamiast do energii, podaje się w rocznym raporcie dodatkowe dane przybliżone dla średniorocznej wartości opałowej i wskaźnika emisji dla każdego paliwa. „Dane przybliżone” oznaczają wartości roczne — potwierdzone empirycznie lub w materiałach źródłowych — wykorzystane do zastąpienia danych odnoszących się do zmiennych, wymaganych w standardowych metodach obliczeniowych zgodnie z załącznikami nr 1—11 do rozporządzenia, w celu zapewnienia kompletnej sprawozdawczości w sytuacji, kiedy metoda monitorowania nie generuje wszystkich potrzebnych zmiennych. Informacje zawarte w pkt 5, 6, 8, o ile występują, dołącza się do rocznego raportu w formie zwykłego tekstu. Dane dotyczące wielkości emisji pochodzących z różnych źródeł lub strumieni materiałów wsadowych w ramach jednej instalacji, należącej do tego samego rodzaju instalacji, można przedstawiać w sposób zbiorczy dla całego tego rodzaju instalacji. Dane dotyczące wielkości emisji przedstawia się w [Mg CO2] po zaokrągleniu do pełnego Mg. Zarówno dla potrzeb obliczeń wielkości emisji, jak i raportowania dane dotyczące rodzaju instalacji, wskaźniki emisji oraz współczynniki utleniania lub konwersji zaokrągla się do cyfr znaczących.

2. Objaśnienia:

1) dane o wielkości emisji wyrażone w megagramach [Mg CO2] zaokrągla się do jedności;

2) dane o wielkości emisji CO2 pochodzące z różnych źródeł w ramach jednej instalacji, należącej do tego samego rodzaju instalacji, można przedstawiać w sposób zbiorczy dla całej instalacji;

3) informacje o paliwach i emisji będącej efektem ich zastosowania należy przedstawiać przy użyciu rodzajów paliw określonych w części E załącznika nr 1 do rozporządzenia;

4) informacje o rodzajach odpadów wykorzystanych w charakterze paliw lub materiałów wsadowych należy przedstawiać, stosując klasyfikację katalogu odpadów8). Roczny raport sporządza się oddzielnie dla każdej instalacji, z zastosowaniem zaokrągleń wielkości podawanych w raporcie, zgodnie z objaśnieniami zawartymi w pkt 2 załącznika nr 12 do rozporządzenia. Przesyła się zweryfikowany raport w oryginale (spięty w całość) lub jako kserokopię poświadczoną na każdej stronie za zgodność z oryginałem. Przesyła się zweryfikowany roczny raport w wersji elektronicznej na adres podany przez Krajowego Administratora Handlu Uprawnieniami do Emisji w tytule umieszczając informację: „zweryfikowany raport z instalacji ...”, wpisując numer KPRU z rozporządzenia Rady Ministrów9). ———————

8)

9)

Zgodną z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206) . Należy podać numer KPRU wymieniony w rozporządzeniu Rady Ministrów w sprawie przyjęcia Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na dany okres rozliczeniowy.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9788 —                Poz. 1142

3. Układ rocznego raportu Jako podstawę dla rozliczania stosuje się tabele nr 1—7 niniejszego załącznika do rozporządzenia, które można adaptować stosownie do liczby rodzajów instalacji i źródeł oraz rodzajów paliw i procesów objętych monitorowaniem. Tabela nr

1. Identyfikacja instalacji

———————

10) 11)

Czy jest wymagana, wstawić tak lub nie. Wypełniać tylko w przypadku, kiedy instalacja objęta jest obowiązkiem sprawozdawczym na mocy rozporządzenia (WE) nr 166/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. w sprawie ustanowienia Europejskiego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń i zmieniającego dyrektywę Rady 91/689/EWG i 96/61/WE i w zezwoleniu dla instalacji nie ma więcej niż jednej kategorii działalności objętej E-PRTR. Podanie tej informacji nie jest obowiązkowe; stosuje się ją wyłącznie dla celów uzupełniających identyfikację jako dodatek do podanej nazwy i adresu.

12) Maksymalna ilość wyrobu lub wyrobów, która może być wytworzona w jednostce czasu w normalnych warunkach pracy instalacji.

13) Ilość energii wprowadzonej do instalacji w paliwie w jednostce czasu przy jej nominalnym obciążeniu.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9789 —                Poz. 1142

Tabela nr

2. Ogólna charakterystyka działalności prowadzonej w danej instalacji i wielkości emisji CO2 z tej instalacji

———————

14)

Wypełnia się tylko w przypadku, jeżeli wielkość emisji CO2 ustalana jest metodą pomiarów.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9790 —                Poz. 1142

Tabela nr

3. Wielkość emisji CO2 z procesów spalania paliw (obliczenia)

———————

15) 16)

International Energy Agency — Międzynarodowa Agencja Energetyki. Kod odpadów zgodnie z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206).

17) Równa sumie wielkości emisji z paliw kopalnych, odpadów, paliw mieszanych, biomasy.

18) Łącznie z rozruchem i zamykaniem instalacji lub poszczególnych źródeł wchodzących w skład instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi, mające miejsce w danym okresie rozliczeniowym, które są ewidencjonowane w rocznym raporcie.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9791 —                Poz. 1142

Tabela nr

4. Wielkość emisji CO2 pochodzącej z procesów technologicznych (obliczenia)

———————

19)

Kod odpadów zgodnie z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206).

20) Równa sumie wielkości emisji z paliw kopalnych, odpadów, paliw mieszanych, biomasy.

21) Łącznie z rozruchem i zamykaniem instalacji lub poszczególnych źródeł wchodzących w skład instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi, mające miejsce w danym okresie rozliczeniowym, które są ewidencjonowane w rocznym raporcie.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9792 —                Poz. 1142

Tabela nr

5. Wielkość emisji CO2 określana za pomocą metody bilansu masowego

Tabela nr

6. Wielkość emisji CO2 określana za pomocą metody pomiarowej

———————

22)

Kod odpadów zgodnie z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia 27 września 2001 r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206).

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9793 —                Poz. 1142

Tabela nr

7. Informacje o produkcji i wskaźnikach emisji CO2 na produkt

———————

23) 24)

W raporcie za rok 2008 należy podać informacje za lata 2005—2008, a od roku 2009 tylko za dany rok rozliczeniowy. Całkowite nominalne zdolności produkcyjne instalacji. Należy wypełnić odpowiednie pola w zależności od rodzaju produkcji.

25) Należy podać produkcję produktu głównego zgodnie z tabelą: Kod E1 E2 E3 F1 F2 M1.1 M1.2 M2 M3 O1 O2

26) 27)

Roczna Roczny Roczna Roczna Roczna Roczna Roczna Roczna Roczna Roczna Roczna

PRODUKT produkcja energii w rozbiciu na energię elektryczną i ciepło całkowity przerób ropy naftowej produkcja koksu produkcja spieku produkcja stali surowej produkcja klinkieru cementowego produkcja wapna sumaryczna produkcja szkła sumaryczna produkcja wyrobów ceramicznych sumaryczna produkcja pulpy sumaryczna produkcja papieru i tektury

JEDNOSTKA MWh/GJ Mg Mg Mg Mg Mg Mg Mg Mg Mg Mg

Całkowita wielkość produkcji produktu głównego w danym roku rozliczeniowym. Stosunek emisji wyliczonej w raporcie rocznym do wielkości produkcji w danym roku rozliczeniowym, w przypadku produkcji kilku produktów (np. ciepło i energia elektryczna) należy rozdzielić emisję na części odpowiadające poszczególnym produktom.

28) Należy podać wszelkie zmiany instalacji, np. budowa i rozbudowa nowych mocy produkcyjnych itd., oraz zaznaczyć, w którym roku nastąpiła zmiana.

29) Należy podać wszelkie zmiany w pracy instalacji, np. zwiększenie wykorzystania mocy produkcyjnych ze względu na wzrost zapotrzebowania na ciepło u odbiorców lub nowe umowy na odbiór produktu, zmianę organizacji pracy w zakładzie itd., oraz zaznaczyć, w którym roku nastąpiła zmiana.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9794 —                Poz. 1142

Jednostka wykonująca pomiary lub obliczenia

.................................................................

(data, podpis i pieczątka)

Prowadzący instalację

.................................................................

(data, podpis i pieczątka)

4. Przechowywanie informacji Dane z monitorowania wielkości emisji CO2 dokumentuje się i archiwizuje oraz przechowuje przez okres co najmniej 10 lat od daty przedstawienia rocznego raportu za każdy kolejny rok rozliczeniowy. Dane z monitorowania wielkości emisji CO2 obejmują, w przypadku metody obliczeniowej: a) wykaz wszystkich źródeł objętych monitorowaniem, b) dane dotyczące rodzaju instalacji, użyte w jakichkolwiek obliczeniach wielkości emisji CO2 z każdego źródła, z podziałem według typu procesu i paliwa, c) dokumenty uzasadniające wybór stosowanej metodyki monitorowania oraz dokumenty uzasadniające wprowadzanie okresowych lub stałych zmian w metodyce monitorowania i zmian poziomów dokładności, d) dokumentację metodyki monitorowania i wyniki opracowania wskaźników emisji CO2 i frakcji biomasy specjalnie dla konkretnego rodzaju działalności i dla poszczególnych paliw oraz współczynników utleniania i współczynników konwersji, e) dokumentacja procesu gromadzenia danych dotyczących działalności dla danej instalacji i jej strumieni materiałów wsadowych, f) dane dotyczące rodzaju instalacji, wskaźniki emisji CO2 i współczynniki utleniania oraz współczynniki konwersji wykorzystane do opracowania krajowego planu rozdziału uprawnień na poszczególne okresy rozliczeniowe,

g) dokumentacja dotycząca zakresu obowiązków w związku z monitorowaniem emisji, h) roczne raporty na temat wielkości emisji CO2 oraz i) wszelkie pozostałe informacje, które uznaje się za wymagane dla celów weryfikacji rocznych raportów. Dane z monitorowania wielkości emisji CO2 obejmują, w przypadku metody pomiarów: a) wykaz wszystkich źródeł emisji objętych monitorowaniem, b) dokumentację uzasadniającą wybór pomiarów jako metodyki monitorowania, c) dane wykorzystywane w analizach niedokładności pomiarów emisji CO2 z podziałem na procesy, d) dokładny opis techniczny systemu ciągłych pomiarów, włącznie z dokumentacją zatwierdzenia przez organ właściwy, e) pierwotne i zbiorcze dane z systemu stałych pomiarów, w tym z dokumentacją zmian, wprowadzanych z biegiem czasu, księgę dokumentacji testów, awarii, kalibracji, serwisowania i konserwacji urządzeń, f) dokumentację wszystkich zmian wprowadzanych w systemie ciągłych pomiarów.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9795 —                Poz. 1142

Załącznik nr 13

SPOSÓB WERYFIKACJI ROCZNYCH RAPORTÓW

1. Zasady ogólne

1. Celem weryfikacji jest zagwarantowanie, aby wielkość emisji CO2 była monitorowana zgodnie z procedurą monitorowania określoną w zezwoleniu oraz aby raporty zawierały rzetelne i prawidłowe dane.

2. Z zastrzeżeniem przepisów pkt 2.6 weryfikacja prowadzi do wydania wniosków z weryfikacji, w których stwierdza się z racjonalnym poziomem pewności, czy dane zawarte w raporcie są wolne od istotnych zafałszowań i czy nie występują tam istotne niezgodności z zezwoleniem.

3. Przedstawia się weryfikatorowi roczny raport, kopię posiadanego zezwolenia oraz wszelkie inne właściwe informacje.

4. Zakres weryfikacji zidentyfikowany jest z czynnościami, jakie wykonuje weryfikator w celu dokonania oceny czy raport zawiera rzetelne i prawidłowe dane.

2. Metodyka weryfikacji 2.1. W ramach procesu weryfikacji wykonuje się następujące działania: a) analizę strategiczną, b) analizę ryzyka, c) weryfikację właściwą, d) wewnętrzny protokół z weryfikacji, e) protokół z weryfikacji. Tabela nr

1. Poziomy istotności 2.2. W ramach analizy strategicznej: a) sprawdza się, czy dane w planie monitorowania dla danej instalacji są ujęte w sposób zgodny z wymaganiami zezwolenia, w przeciwnym przypadku odstępuje się od weryfikacji, z wyjątkiem elementów, które w sposób oczywisty nie są dotknięte brakiem opisu w zezwoleniu, b) identyfikuje się i analizuje każdy rodzaj instalacji prowadzony w danej instalacji, źródła emisji i strumienie materiałów wsadowych, urządzenia pomiarowe stosowane do celów monitorowania lub pomiarów zestawu danych (w tym pochodzenie i stosowanie wskaźników emisji oraz współczynników utleniania i konwersji), wszelkie inne dane wykorzystywane w celu obliczenia lub zmierzenia wielkości emisji CO2 oraz środowisko, w jakim funkcjonuje dana instalacja, c) zapoznaje się z planem monitorowania stosowanym przez prowadzącego instalację, przepływem danych, jak również systemem kontroli, w tym ogólnej organizacji w odniesieniu do monitorowania i raportowania; d) przeprowadza się analizę strategiczną w taki sposób, aby móc dokonać analizy ryzyka, w razie konieczności przeprowadza się inspekcję na miejscu. e) stosuje się poziom istotności zdefiniowany w tabeli nr 1:

2.3. W ramach analizy ryzyka: a) analizuje się elementy ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej, odnoszące się do zakresu i stopnia skomplikowania rodzaju instalacji oraz źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych, które mogły prowadzić do istotnych zafałszowań i niezgodności zgodnie z procedurą monitorowania określoną w zezwoleniu, b) sporządza się plan weryfikacji współmierny z tą analizą ryzyka, zawierający opis sposobu, w jaki należy przeprowadzać działania weryfikacyjne, program weryfikacji oraz plan pobierania prób danych, charakterystykę działań do przeprowadzenia ze wskazaniem terminu ich przeprowadzenia oraz zakresu koniecznego do realizacji planu weryfikacji; plan pobierania prób danych wskazuje, które dane będą testowane w celu sporządzenia wniosków z weryfikacji.

2.4. W ramach weryfikacji właściwej: a) w stosownych przypadkach dokonuje się, inspekcji na miejscu, w celu sprawdzenia działania mierników i systemów monitorowania, przeprowadzenia rozmów i zebrania wystarczających informacji i dowodów, b) realizuje się plan weryfikacji przez gromadzenie danych zgodnie ze zdefiniowanymi metodami pobierania prób, testów przeglądowych, przeglądów dokumentów, procedur analitycznych i procedur przeglądu danych, w tym wszelkie odpowiednie dodatkowe dowody, na których opierać się będą wnioski z weryfikacji, c) potwierdza się prawidłowość informacji wykorzystanych do obliczenia poziomów niepewności zgodnie z zatwierdzonym w zezwoleniu planie monitorowania, d) sprawdza się czy zatwierdzony w zezwoleniu plan monitorowania jest realizowany,

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9796 —                Poz. 1142

e) zwraca się do prowadzącego instalację o dostarczenie wszelkich brakujących danych lub o uzupełnienie brakujących sekcji w ramach ścieżek audytu, wyjaśnia różnice w danych dotyczących wielkości emisji CO2, weryfikuje się obliczenia lub dostosowuje zgłoszone dane, przed sporządzeniem ostatecznych wniosków z weryfikacji, f) przekazuje się w dowolnej formie prowadzącemu instalację informacje na temat wszelkich stwierdzonych niezgodności i zafałszowań (prowadzący instalację koryguje wszelkie wskazane zafałszowania, przy czym korekcie podlega cała populacja, z której pobrano próbę), g) przez cały czas trwania procesu weryfikacji określa się zafałszowania i niezgodności z wymaganiami, oceniając, czy: — plan monitorowania określa niezgodności w stosunku do procedury monitorowania określonym w zezwoleniu; — istnieją jasne i obiektywne dowody, uzyskane za pomocą metody gromadzenia danych, na poparcie ustaleń na temat nieprawidłowości. 2.5. W ramach wewnętrznego protokołu z weryfikacji: a) odnotowuje się dowody pełnego wykonania analizy strategicznej, analizy ryzyka, oraz wypełnienia planu weryfikacji, jak również podaje informacje wystarczające do uzasadnienia wniosków z weryfikacji, w celu ułatwienia oceny ewentualnego audytu przez organ akredytacyjny; b) opierając się na stwierdzeniach zamieszczonych w wewnętrznym protokole z weryfikacji, formułuje się pogląd na to czy raport zawiera jakiekolwiek istotne zafałszowania w porównaTabela nr

2. Uwagi do raportu

niu z poziomem istotności, a także czy występują istotne niezgodności zgodnie z procedurą monitorowania określonym w zezwoleniu lub inne kwestie istotne w odniesieniu do wniosków z weryfikacji. 2.6. W protokole z weryfikacji przedstawia się metodykę weryfikacji, spostrzeżenia i wnioski z weryfikacji, które zostają dołączone do rocznego raportu. W ramach weryfikacji rocznego raportu wypełnia się:

1) tabele nr 1—7 określone w załączniku nr 12 do rozporządzenia;

2) tabelę nr 2 określoną w niniejszym załączniku do rozporządzenia, zawierającą ocenę końcową. Jeżeli w opinii weryfikatora nie występują istotne niezgodności zgodnie z procedurą monitorowania określoną w zezwoleniu i ogólne wielkości emisji CO2 nie zostały istotnie zafałszowane, raport weryfikuje się jako zadowalający. Jeżeli w opinii weryfikatora wystąpią nieistotne niezgodności lub nieistotne zafałszowania, opisuje się je w protokole z weryfikacji jako „zweryfikowane jako zadowalające, z nieistotnymi niezgodnościami i zafałszowaniami”. Można również opisać je w piśmie do prowadzącego instalacje. Jeżeli stwierdzi się istotne niezgodności lub istotne zafałszowania (nawet bez istotnych niezgodności), to można uznać, że raport nie został zweryfikowany jako zadowalający. Jeżeli występuje ograniczenie w zakresie (okoliczności nie pozwoliły albo nałożono ograniczenie, uniemożliwiające weryfikatorowi uzyskanie dowodów, zmniejszających do racjonalnego poziomu ryzyko nieprawidłowych wniosków z weryfikacji) i/lub istotne niepewności, można uznać, że raport nie został zweryfikowany.

* Liczbę wierszy można zwiększyć, dostosowując ją do liczby stwierdzonych uwag do rocznego raportu.

———————

1)

Rozporządzenia Ministra Ârodowiska w sprawie sposobu monitorowania wielkości emisji substancji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji obowiązującym w danym okresie rozliczeniowym.

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9797 —                Poz. 1142

Końcowa ocena rocznego raportu .......................................................................................................................................................................................... .......................................................................................................................................................................................... .......................................................................................................................................................................................... ..........................................................................................................................................................................................

Jednostka wykonująca pomiary lub obliczenia

...............................................................................

(data, podpis i pieczątka)

Prowadzący instalację

...............................................................................

(data, podpis i pieczątka)

Weryfikator

...............................................................................

(data, podpis i pieczątka)

Dziennik Ustaw Nr 183                — 9798 —                Poz. 1142

Załącznik nr 14

SZCZEGÓŁOWY SPOSÓB MONITOROWANIA WIELKOÂCI EMISJI CO2 Z INSTALACJI ZA POMOCĄ CIĄGŁYCH POMIARÓW EMISJI A. Zakres i kompletność

1. Ciągły pomiar stężenia CO2 wykonuje się metodą absorpcji promieniowania IR1) z uwzględnieniem norm PN-ISO 10396 i PN-ISO 14164.

2. Ciągły pomiar parametrów wykonuje się zgodnie z rozporządzeniem Ministra Ârodowiska z dnia B. Określanie wielkości emisji CO 2 23 grudnia 2004 r. w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisj (Dz. U. Nr 283, poz. 2842).

3. Emisje CO2 mogą powstawać w kilku różnych źródłach w obrębie instalacji.

C. Koncepcja ogólna

1. Całkowite emisje CO2 ze źródła emisji w danym roku okresu rozliczeniowego określa się za pomocą poniższego wzoru. Wyznaczające parametry wzoru są zgodne z przepisami części D pkt 2 załącznika nr 1 do rozporządzenia.

2. W przypadku występowania kilku źródeł emisji CO2, które nie mogą być zmierzone jako jedno, pomiarów emisji CO2 z tych źródeł dokonuje się osobno, a następnie sumuje wyniki, by uzyskać całkowitą wielkość emisji CO2 w danym roku okresu rozliczeniowego w całej instalacji.

Stężenie CO2 — SCO2 Stężenie CO2 w gazach spalinowych wyznacza się przez ciągły pomiar przepływu emisji w punkcie reprezentatywnym. Przepływ gazów spalinowych Qe Przepływ suchego gazu spalinowego można określić za pomocą jednej z następujących metod: Metoda A Przepływ gazu spalinowego Qe oblicza się metodą bilansu masowego, uwzględniając wszystkie istotne parametry, takie jak ładunki materiału wsadowego, dopływ powietrza, sprawność procesu itp., a po stronie produkcji — wielkość produkcji, stężenia O2, SO2 i NOx itp. Metoda B Przepływ gazu spalinowego Qe wyznacza się przez ciągły pomiar przepływu w punkcie reprezentatywnym. Metodę obliczeń przepływ gazów spalinowych opisuje się w zezwoleniu w ramach oceny planu monitorowania i zawartej w nim metodyki.

gdzie: E Qe — oznacza całkowitą wielkość emisji CO2 [Mg], — oznacza przepływ gazu spalinowego. S CO2 — oznacza stężenie CO2 w gazach spalinowych,

———————

1)

IR — promieniowanie podczerwone.

pobierz plik

Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1142 z 2008 - pozostałe dokumenty:

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1141 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Sportu i Turystyki z dnia 8 października 2008 r. w sprawie stażu adaptacyjnego i testu umiejętności w toku postępowania o uznanie kwalifikacji zawodowych w dziedzinie kultury fizycznej i sportu nabytych w państwach członkowskich Unii Europejskiej

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1140 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 3 października 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie wzoru producentów, którzy spełnili wymagania dotyczące produkcji w rolnictwie ekologicznym

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1139 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 3 października 2008 r. w sprawie utworzenia formacji obrony cywilnej

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1138 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 2 października 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie warunków, jakie powinny spełniać jednostki organizacyjne, którym można powierzyć wykonywanie czynności kontrolnych w ramach Programu Rozwoju Obszarów Wiejskich na lata 2007-2013

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1137 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 2 października 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowego zakresu zadań instytucji zarządzającej wykonywanych przez niektóre podmioty jako zadania delegowane oraz sposobu ich wykonywania w ramach Programu Rozwoju Obszarów Wiejskich na lata 2007-2013

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1136 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z dnia 29 września 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych wymagań dotyczących wytwarzania i jakości materiału siewnego

  • Dziennik Ustaw Nr 183, poz. 1134 z 20082008-10-16

    Rozporządzenie Ministra Finansów z dnia 14 października 2008 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie przyznania Agencji Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa akredytacji jako agencji płatniczej w zakresie uruchamiania środków pochodzących z Europejskiego Funduszu Rolniczego Gwarancji oraz Europejskiego Funduszu Rolniczego Rozwoju Obszarów Wiejskich

porady prawne online

Na skróty


Informujemy, iż zgodnie z przepisem art. 25 ust. 1 pkt. 1 lit. b ustawy z dnia 4 lutego 1994 roku o prawie autorskim i prawach pokrewnych (tekst jednolity: Dz. U. 2006 r. Nr 90 poz. 631), dalsze rozpowszechnianie artykułów i porad prawnych publikowanych w niniejszym serwisie jest zabronione.