ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) NR 601/2012

z dnia 21 czerwca 2012 r.

w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

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

a także mając na uwadze, co następuje:

Prowadzenie pełnego, spójnego, przejrzystego i dokładnego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie ze zharmonizowanymi wymogami określonymi w niniejszym rozporządzeniu ma podstawowe znaczenie dla sprawnego funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, ustanowionego na mocy dyrektywy 2003/87/WE. Podczas drugiego okresu funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, obejmującego lata 2008–2012, podmioty przemysłowe, operatorzy statków powietrznych, weryfikatorzy i właściwe organy zdobywali doświadczenia w zakresie monitorowania i raportowania zgodnie z decyzją Komisji 2007/589/WE z dnia 18 lipca 2007 r. ustanawiającą wytyczne dotyczące monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (2) . Na tych doświadczeniach powinny bazować przepisy odnoszące się do trzeciego okresu rozliczeniowego unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, który rozpoczyna się dnia 1 stycznia 2013 r., a także do kolejnych okresów rozliczeniowych.

Definicja biomasy w niniejszym rozporządzeniu powinna być zgodna z definicjami terminów „biomasa”, „biopłyny” i „biopaliwa”, przedstawionymi w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (3) , w szczególności ponieważ traktowanie preferencyjne w odniesieniu do zobowiązań umorzenia uprawnień na podstawie unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych zgodnego z dyrektywą 2003/87/WE stanowi „system wsparcia” w rozumieniu art. 2 lit. k), a w konsekwencji wsparcie finansowe w rozumieniu art. 17 ust. 1 lit. c) dyrektywy 2009/28/WE.

Ze względu na spójność, w niniejszym rozporządzeniu powinny mieć zastosowanie definicje zawarte w decyzji Komisji 2009/450/WE z dnia 8 czerwca 2009 r. w sprawie szczegółowej interpretacji rodzajów działalności lotniczej wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (4) oraz w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniającej dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (5) .

Należy określić podstawową metodykę monitorowania w celu minimalizacji obciążenia prowadzących instalacje i operatorów statków powietrznych oraz ułatwienia skutecznego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE. Taka metodyka powinna obejmować podstawową metodykę opartą na obliczeniach i pomiarach. Metodyka oparta na obliczeniach powinna być dodatkowo podzielona na metodykę standardową i metodykę bilansu masowego. Należy zapewnić elastyczność umożliwiającą łączenie w tej samej instalacji metodyki opartej na pomiarach, metodyki standardowej opartej na obliczeniach i bilansu masowego, z zastrzeżeniem zagwarantowania przez prowadzącego instalację, że nie będzie dochodzić do pominięć ani do podwójnego liczenia emisji.

Należy zdefiniować współczynniki obliczeniowe, które mogą być domyślne lub ustalane w drodze analizy. W wymogach dotyczących analizy należy zachować preferencję w odniesieniu do laboratoriów akredytowanych zgodnie ze zharmonizowaną normą „Ogólne wymagania dotyczące kompetencji laboratoriów badawczych i wzorcujących” (EN ISO/IEC 17025) w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych, a także wprowadzić bardziej praktyczne wymogi dotyczące wykazywania wystarczającej zgodności w przypadku laboratoriów nieakredytowanych, w tym zgodnie ze zharmonizowaną normą „Systemy zarządzania jakością – wymagania” (EN ISO/IEC 9001) lub innymi właściwymi certyfikowanymi systemami zarządzania jakością.

Metodyka oparta na pomiarach powinna uzyskać status bardziej zbliżony do metodyki opartej na obliczeniach w celu odzwierciedlenia większej pewności w odniesieniu do systemów ciągłego monitorowania emisji i wzmocnienia systemu zapewniania jakości. W związku z tym są potrzebne bardziej proporcjonalne wymogi odnoszące się do kontroli krzyżowych z wynikami obliczeń, a także doprecyzowanie wymogów dotyczących przetwarzania danych oraz innych wymogów w zakresie zapewniania jakości.

Artykuł 27 dyrektywy 2003/87/WE zezwala państwom członkowskim na wyłączenie małych instalacji objętych równoważnymi środkami z unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, jeśli spełnione zostaną warunki określone we wspomnianym artykule. Niniejsze rozporządzenie nie powinno mieć bezpośredniego zastosowania do instalacji wyłączonych na podstawie art. 27 dyrektywy 2003/87/WE, chyba że państwo członkowskie podejmie decyzję, że niniejsze rozporządzenie powinno mieć zastosowanie.

W celu wyeliminowania potencjalnych luk związanych z przenoszeniem związanego w paliwie lub czystego CO2 takie przenoszenie powinno być dopuszczalne tylko z zastrzeżeniem bardzo szczególnych warunków. Takie warunki to ograniczenie przenoszenia związanego w paliwie CO2 do wyłącznie innych instalacji objętych systemem EU ETS oraz przenoszenia czystego CO2 tylko do celów geologicznego składowania gazów cieplarnianych na składowisku zgodnie z unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, które jest obecnie jedyną formą trwałego składowania CO2 dopuszczoną w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Powyższe warunki nie powinny jednak wyłączać możliwości przyszłych innowacji.

Należy ustanowić przepisy szczegółowe w zakresie planów monitorowania oraz monitorowania emisji gazów cieplarnianych odnoszące się do działań lotniczych. Jeden z takich przepisów powinien stanowić, że określanie gęstości na podstawie pomiarów prowadzonych na pokładzie oraz na podstawie faktur za paliwo są równoważnymi opcjami. Inny przepis powinien podnieść wartość graniczną, do której operatora statku powietrznego uznaje się za mały podmiot uczestniczący w systemie, z 10 tys. t CO2 emisji rocznie do 25 tys. t CO2 rocznie.

Należy zapewnić większą spójność w zakresie szacowania brakujących danych, wprowadzając wymóg stosowania procedur zachowawczego szacowania uznanych w planie monitorowania lub, jeśli to nie jest możliwe, w drodze zatwierdzenia przez właściwy organ i włączenia właściwej procedury do planu monitorowania.

Zgodnie z art. 3e ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE operator statku powietrznego może ubiegać się o nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załączniku I wspomnianej dyrektywy, w oparciu o zweryfikowane dane dotyczące tonokilometrów. W świetle zasady proporcjonalności, jeśli operator statku powietrznego obiektywnie nie jest w stanie przedstawić zweryfikowanych danych dotyczących tonokilometrów w odpowiednim terminie ze względu na poważne i niemożliwe do przewidzenia okoliczności pozostające poza jego kontrolą, taki operator statku powietrznego powinien być w stanie przedłożyć najdokładniejsze dostępne dane dotyczące tonokilometrów, pod warunkiem zastosowania niezbędnych zabezpieczeń.

Należy uchylić decyzję 2007/589/WE. Jej przepisy powinny jednak pozostać skuteczne w odniesieniu do monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji mających miejsce w pierwszym i drugim okresie rozliczeniowym unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, a także w odniesieniu do danych dotyczących działań prowadzonych w tych okresach.

PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

ROZDZIAŁ I

PRZEPISY OGÓLNE

SEKCJA 1

Przedmiot i definicje

Artykuł 1

Przedmiot

Niniejsze rozporządzenie ustanawia zasady monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz danych dotyczących działalności zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE w okresie rozliczeniowym unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji rozpoczynającym się dnia 1 stycznia 2013 r. i w kolejnych okresach rozliczeniowych.

Artykuł 2

Zakres

Niniejsze rozporządzenie stosuje się do monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz danych dotyczących działalności pochodzących z instalacji i działań lotniczych oraz do monitorowania i raportowania w zakresie danych dotyczących tonokilometrów pochodzących z działań lotniczych.

Stosuje się je do emisji mających miejsce od dnia 1 stycznia 2013 r. oraz do danych dotyczących działalności prowadzonej od tego dnia.

Artykuł 3

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:

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

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

„błąd graniczny dopuszczalny” oznacza dopuszczony błąd pomiaru określony w załączniku I oraz w dotyczących przyrządów załącznikach do dyrektywy 2004/22/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (6) lub w krajowych przepisach dotyczących urzędowej kontroli metrologicznej, stosownie do przypadku;

„CO2(e)” oznacza dowolny gaz cieplarniany inny niż CO2, wymieniony w załączniku II do dyrektywy 2003/87/WE o równoważnym w stosunku do CO2 współczynniku ocieplenia globalnego;

„system pomiarowy” oznacza kompletny zestaw przyrządów pomiarowych i innych urządzeń, takich jak urządzenia do pobierania próbek i przetwarzania danych, stosowany do określania takich zmiennych, jak dane dotyczące działalności, zawartość węgla pierwiastkowego, wartość opałowa lub współczynnik emisji dla emisji CO2;

„dane przybliżone” oznaczają wartości roczne potwierdzone empirycznie lub uzyskane z przyjętych źródeł, wykorzystywane przez prowadzącego instalację do zastąpienia danych dotyczących działalności lub współczynników obliczeniowych do celów zapewnienia pełnego raportowania, kiedy stosowana metodyka monitorowania nie pozwala na uzyskanie wszystkich wymaganych danych dotyczących działalności lub współczynników obliczeniowych.

Ponadto w niniejszym rozporządzeniu stosuje się definicje „lotu” i „lotniska” określone w załączniku do decyzji 2009/450/WE oraz definicje określone w art. 3 pkt 1, 2, 3, 5, 6 i 22 dyrektywy 2009/31/WE.

SEKCJA 2

Zasady ogólne

Artykuł 4

Obowiązek ogólny

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych wykonują swoje obowiązki związane z monitorowaniem i raportowaniem w zakresie emisji gazów cieplarnianych na mocy dyrektywy 2003/87/WE zgodnie z zasadami określonymi w art. 5–9.

Artykuł 5

Kompletność

Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób kompletny i obejmują one wszystkie emisje z procesów technologicznych oraz z procesów spalania, ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz innych stosownych rodzajów działań włączonych zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, a także emisje wszystkich gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do tych rodzajów działań, przy jednoczesnym unikaniu podwójnego liczenia.

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych stosują właściwe środki w celu zapobiegania powstawaniu w okresie sprawozdawczym jakichkolwiek luk w danych.

Artykuł 6

Spójność, porównywalność i przejrzystość

1. Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób spójny i porównywalny na przestrzeni czasu. W tym celu prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych stosują tę samą metodykę monitorowania i zbiory danych, z zastrzeżeniem zmian i odstępstw zatwierdzonych przez właściwy organ.

2. Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych gromadzą, zapisują, zestawiają, analizują i dokumentują dane z monitorowania, w tym założenia, dane referencyjne, dane dotyczące działalności, współczynniki emisji, współczynniki utleniania i współczynniki konwersji, w przejrzysty sposób umożliwiający weryfikatorowi i właściwym organom odtworzenie sposobu określenia wielkości emisji.

Artykuł 7

Dokładność

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych zapewniają, aby sposób określania wielkości emisji nie dawał wyników systematycznie ani celowo niedokładnych.

W miarę możliwości identyfikują i ograniczają wszelkie źródła niedokładności.

Dochowują należytej staranności w celu zagwarantowania, że obliczenia i pomiary emisji wykazują najwyższy osiągalny stopień dokładności.

Artykuł 8

Rzetelność metodyki

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego umożliwiają uzyskanie wystarczającej pewności w odniesieniu do rzetelności zgłaszanych danych dotyczących emisji. Określają wielkość emisji z zastosowaniem właściwych metod monitorowania przedstawionych w niniejszym rozporządzeniu.

Zgłaszane dane dotyczące emisji i inne przedstawiane w związku z nimi dane nie mogą zawierać żadnych istotnych nieprawidłowości, cechować się stronniczością w doborze i sposobie prezentacji informacji oraz muszą zapewniać wiarygodny i wyważony wykaz emisji z danej instalacji lub pochodzących od operatora statku powietrznego.

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

Artykuł 9

Stałe doskonalenie

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych uwzględniają zalecenia zawarte w sprawozdaniach z weryfikacji sporządzonych zgodnie z art. 15 dyrektywy 2003/87/WE w prowadzonych potem działaniach związanych z monitorowaniem i raportowaniem.

Artykuł 10

Koordynacja

Jeśli państwo członkowskie wyznacza więcej niż jeden właściwy organ zgodnie z art. 18 dyrektywy 2003/87/WE, wówczas koordynuje prace takich organów prowadzone zgodnie z niniejszym rozporządzeniem.

ROZDZIAŁ II

PLAN MONITOROWANIA

SEKCJA 1

Przepisy ogólne

Artykuł 11

Obowiązek ogólny

1. Każdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego monitoruje emisje gazów cieplarnianych na podstawie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ zgodnie z art. 12, uwzględniającego charakter i sposób funkcjonowania instalacji lub działań lotniczych, do których ma on zastosowanie.

Plan monitorowania uzupełniają pisemne procedury, które prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje do celów działań prowadzonych w ramach planu monitorowania, stosownie do sytuacji.

2. Plan monitorowania, o którym mowa w ust. 1, zawiera podane w sposób prosty i logiczny instrukcje dla prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, zapobiegając powielaniu działań i uwzględniając istniejące systemy stosowane w danej instalacji lub przez operatora statku powietrznego.

Artykuł 12

Zawartość planu monitorowania i jego przedłożenie

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia plan monitorowania.

Plan monitorowania obejmuje szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania konkretnej instalacji lub operatora statku powietrznego i zawiera co najmniej elementy określone w załączniku I.

Wraz z planem monitorowania prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada wszystkie spośród następujących dokumentów uzupełniających:

2. Jeśli załącznik I zawiera odniesienie do procedury, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje taką procedurę oddzielnie od planu monitorowania.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego streszcza procedury w planie monitorowania z podaniem następujących informacji:

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego sporządza wszelką pisemną dokumentację procedur, którą na żądanie udostępnia właściwemu organowi. Udostępnia ją również do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) nr 600/2012 (8).

3. Oprócz elementów, o których mowa w ust. 1 i 2 niniejszego artykułu, państwa członkowskie mogą wymagać włączenia dodatkowych elementów do planu monitorowania instalacji, które mają spełniać wymogi określone w art. 24 ust. 1 decyzji Komisji 2011/278/UE z dnia 27 kwietnia 2011 r. w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na mocy art. 10a dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (9), w tym streszczenia procedury, zapewniając, co następuje:

Artykuł 13

Znormalizowane i uproszczone plany monitorowania

1. Państwa członkowskie mogą zezwolić prowadzącym instalacje i operatorom statków powietrznych na stosowanie znormalizowanych lub uproszczonych planów monitorowania, bez uszczerbku dla art. 12 ust. 3.

W tym celu państwa członkowskie mogą publikować formularze planu monitorowania, w tym opis procedur przepływu danych i kontroli, o których mowa w art. 57 i 58, na podstawie formularzy i wytycznych publikowanych przez Komisję.

2. Przed zatwierdzeniem jakiegokolwiek uproszczonego planu monitorowania, o którym mowa w ust. 1, właściwy organ przeprowadza uproszczoną ocenę ryzyka, aby ustalić, czy proponowane działania kontrolne oraz procedury odnoszące się do działań kontrolnych są współmierne do zidentyfikowanego ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej oraz uzasadniają zastosowanie takiego uproszczonego planu monitorowania.

W stosownych przypadkach państwa członkowskie mogą wymagać przeprowadzenia oceny ryzyka zgodnie z poprzednim akapitem przez samego prowadzącego instalacje lub operatora statku powietrznego.

Artykuł 14

Zmiany planu monitorowania

1. Każdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego regularnie sprawdza, czy plan monitorowania odzwierciedla charakter i funkcjonowanie instalacji lub działania lotniczego zgodnie z art. 7 dyrektywy 2003/87/WE, a także czy możliwe jest udoskonalenie metodyki monitorowania.

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zmienia plan monitorowania w każdej z następujących sytuacji:

zmiany w planie monitorowania skutkującej poprawą dokładności zgłaszanych danych, chyba że nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów;

Artykuł 15

Zatwierdzenie zmian planu monitorowania

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego bezzwłocznie zgłasza wszelkie propozycje zmian w planie monitorowania właściwemu organowi.

Właściwy organ może jednak zezwolić prowadzącemu instalację lub operatorowi statku powietrznego na zgłaszanie zmian w planie monitorowania niebędących istotnymi zmianami w rozumieniu ust. 3 do dnia 31 grudnia tego samego roku.

2. Każda istotna zmiana planu monitorowania w rozumieniu ust. 3 i 4 podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ.

Jeśli właściwy organ uzna, że zmiana nie jest istotna, bezzwłocznie informuje o tym prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego.

3. Istotne zmiany w planie monitorowania instalacji obejmują co następuje:

4. Istotne zmiany w planach monitorowania operatora statku powietrznego obejmują:

Artykuł 16

Wdrażanie i rejestracja zmian

1. Przed otrzymaniem zatwierdzenia lub informacji zgodnie z art. 15 ust. 2 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego może prowadzić monitorowanie i raportowanie, stosując zmodyfikowany plan monitorowania, jeśli może w sposób uzasadniony założyć, że proponowane zmiany nie są istotne lub monitorowanie prowadzone zgodnie z pierwotnym planem monitorowania skutkowałoby pozyskaniem niekompletnych danych dotyczących emisji.

W przypadku wątpliwości prowadzący instalację lub operator statku powietrznego prowadzi wszystkie działania w zakresie monitorowania i raportowania, a także dokumentację przejściową, równolegle, zgodnie zarówno ze zmodyfikowanym, jak i z pierwotnym planem monitorowania.

2. Po otrzymaniu zatwierdzenia lub informacji zgodnie z art. 15 ust. 2 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykorzystuje tylko dane odnoszące się do zmodyfikowanego planu monitorowania i prowadzi wszystkie działania w zakresie monitorowania i raportowania tylko na podstawie zmodyfikowanego planu monitorowania.

3. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego prowadzi rejestr wszystkich zmian w planie monitorowania. Każdy wpis zawiera następujące informacje:

SEKCJA 2

Techniczna wykonalność i nieracjonalne koszty

Artykuł 17

Techniczna wykonalność

W przypadku gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania nie jest technicznie wykonalne, właściwy organ ocenia techniczną wykonalność, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego. Takie uzasadnienie odnosi się do posiadania przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego systemu lub wymogu, który można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego rozporządzenia. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność wymaganych technik lub technologii.

Artykuł 18

Nieracjonalne koszty

1. W przypadku gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania pociąga za sobą nieracjonalne koszty, właściwy organ ocenia nieracjonalny charakter takich kosztów, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego.

Właściwy organ uznaje koszty za nieracjonalne, jeśli ich szacowana wielkość jest większa niż korzyści. W tym celu korzyść oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 20 EUR za jedno uprawnienie, a koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.

2. Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do wyboru poziomów dokładności dla danych dotyczących działalności, właściwy organ stosuje jako współczynnik udoskonalenia, o którym mowa w ust. 1, różnicę między aktualnie osiągniętą wartością niepewności a progiem niepewności poziomu dokładności, który osiągnięto by, mnożąc udoskonalenie przez średnią roczną wielkość emisji spowodowanych przez dane źródło materiałów wsadowych w ciągu ostatnich trzech lat.

W przypadku braku danych o średniej rocznej wielkości emisji spowodowanych przez takie źródło materiałów wsadowych w ciągu ostatnich trzech lat, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia zachowawcze oszacowanie średniej rocznej wielkości emisji, z wyłączeniem CO2 pochodzącego z biomasy i przed odjęciem przenoszonego CO2. W przypadku przyrządów pomiarowych objętych krajową prawną kontrolą metrologiczną, aktualnie osiągniętą wartość niepewności można zastąpić błędem granicznym dopuszczonym właściwymi przepisami krajowymi.

3. Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do środków podnoszących jakość zgłaszanych danych dotyczących emisji, niemających jednak bezpośredniego wpływu na dokładność danych dotyczących działalności, właściwy organ stosuje współczynnik udoskonalenia równy 1 % średniej rocznej wielkości emisji z odnośnego źródła emisji w ciągu trzech ostatnich okresów sprawozdawczych. Takie środki mogą obejmować:

4. Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji zgodnie z art. 69 nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów do czasu osiągnięcia łącznej kwoty 2 tys. EUR na okres sprawozdawczy. W przypadku instalacji o niskim poziomie emisji ten próg wynosi 500 EUR na okres sprawozdawczy.

ROZDZIAŁ III

MONITOROWANIE EMISJI Z INSTALACJI

SEKCJA 1

Przepisy ogólne

Artykuł 19

Kategoryzacja instalacji i strumieni materiałów wsadowych

1. Do celów monitorowania emisji i określania minimalnych wymogów dotyczących poziomów dokładności każdy prowadzący instalację określa kategorię instalacji zgodnie z ust. 2 oraz, w stosownych przypadkach, każdego strumienia materiałów wsadowych zgodnie z ust. 3.

2. Prowadzący instalację klasyfikuje każdą instalację jako należącą do jednej z następujących kategorii:

3. Prowadzący instalację klasyfikuje każdy strumień materiałów wsadowych, porównując strumień z sumą wszystkich bezwzględnych wartości kopalnego CO2 i CO2(e) odpowiadającego wszystkim strumieniom materiałów wsadowych uwzględnianym przez metody oparte na obliczeniach oraz wszystkich emisji ze źródeł emisji monitorowanych z zastosowaniem metod opartych na pomiarach, przed odjęciem przenoszonego CO2, jako należący do jednej z następujących kategorii:

4. Jeśli średnia zweryfikowana roczna wielkość emisji z danej instalacji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym obecny okres rozliczeniowy nie jest znana lub jest niedokładna, określając kategorię instalacji prowadzący instalację wykorzystuje zachowawcze oszacowanie średniej rocznej wielkości emisji, z wyłączeniem CO2 pochodzącego z biomasy i przed odjęciem przenoszonego CO2.

Artykuł 20

Granice monitorowania

1. Prowadzący instalację definiuje granice monitorowania dla każdej instalacji.

W tych granicach prowadzący instalację uwzględnia wszystkie odpowiednie emisje gazów cieplarnianych pochodzące ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań prowadzonych w instalacji i wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, jak również z rodzajów działań i gazów cieplarnianych włączonych przez państwo członkowskie na mocy art. 24 dyrektywy 2003/87/WE.

Prowadzący instalację uwzględnia zarówno emisje z normalnego trybu działalności, jak i z wydarzeń nietypowych, włącznie z rozruchem i wyłączeniem instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi w okresie sprawozdawczym, z wyjątkiem emisji z ruchomych maszyn służących do celów transportu.

2. Definiując proces monitorowania i raportowania, prowadzący instalację uwzględnia wymogi dotyczące poszczególnych sektorów określone w załączniku IV.

3. W przypadku stwierdzenia wycieków z kompleksu składowania zgodnego z dyrektywą 2009/31/WE, prowadzących do emisji lub uwolnienia CO2 do słupa wody, traktuje się je jako źródła emisji z odpowiedniej instalacji oraz monitoruje zgodnie z sekcją 23 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

Właściwy organ może dopuścić wykluczenie wycieku jako źródła emisji z procesu monitorowania i raportowania, jeżeli zostaną podjęte działania naprawcze na mocy art. 16 dyrektywy 2009/31/WE, a emisje lub uwolnienie do słupa wody z takiego wycieku nie są już wykrywalne.

Artykuł 21

Wybór metodyki monitorowania

1. Do celów monitorowania emisji z instalacji prowadzący instalację decyduje się na stosowanie metodyki opartej na obliczeniach lub metodyki opartej na pomiarach, z zastrzeżeniem przepisów szczegółowych niniejszego rozporządzenia.

Metodyka oparta na obliczeniach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze strumieni materiałów wsadowych na podstawie danych dotyczących działalności uzyskanych za pomocą systemów pomiarowych oraz na podstawie dodatkowych parametrów uzyskanych z analiz laboratoryjnych lub wartości domyślnych. Metodykę opartą na obliczeniach można wdrażać w postaci metodyki standardowej, o której mowa w art. 24, lub w postaci metodyki bilansu masowego, o której mowa w art. 25.

Metodyka oparta na pomiarach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze źródeł emisji za pomocą ciągłego pomiaru stężenia odnośnego gazu cieplarnianego w spalinach oraz przepływu spalin, łącznie z monitorowaniem przenoszenia CO2 między instalacjami, przy czym dokonuje się pomiarów stężenia CO2 i przepływu przenoszonego gazu.

Jeśli stosuje się metodykę opartą na obliczeniach, prowadzący instalację w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych określa w planie monitorowania, czy stosuje się metodykę standardową, czy metodykę bilansu masowego, z podaniem odpowiednich poziomów dokładności zgodnie z załącznikiem II.

2. Prowadzący instalację, z zastrzeżeniem zgody właściwego organu, może połączyć metodykę standardową, bilansu masowego i metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do różnych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do jednej instalacji, pod warunkiem że nie wystąpią luki ani nie dojdzie do podwójnego liczenia emisji.

3. Jeśli prowadzący instalację nie wybierze metodyki opartej na pomiarach, wybiera metodykę wymaganą w odpowiedniej sekcji załącznika IV, o ile nie przedstawi właściwemu organowi dowodów potwierdzających, że zastosowanie takiej metodyki nie jest technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów bądź że inna metodyka zapewnia większą całkowitą dokładność danych dotyczących emisji.

Artykuł 22

Metodyka monitorowania, która nie jest oparta na poziomach dokładności

W drodze odstępstwa od art. 21 ust. 1, w odniesieniu do wybranych strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji prowadzący instalację może stosować metodykę monitorowania, która nie jest oparta na poziomach dokładności (dalej zwaną „metodyką rezerwową”), pod warunkiem spełnienia wszystkich następujących warunków:

zastosowanie co najmniej poziomu dokładności 1 w ramach metodyki opartej na obliczeniach w odniesieniu do jednego lub większej liczby głównych strumieni materiałów wsadowych bądź pomniejszych strumieni materiałów wsadowych oraz metodyki opartej na pomiarach w odniesieniu do co najmniej jednego źródła emisji związanego z tymi samymi strumieniami materiałów wsadowych nie jest technicznie wykonalne lub pociągałoby za sobą nieracjonalne koszty;

prowadzący instalację co roku ocenia i określa liczbowo niepewności wszystkich parametrów stosowanych do wyznaczenia rocznej wielkości emisji zgodnie z wytyczną ISO dotyczącą wyrażania niepewności pomiarowych (JCGM 100:2008) lub z inną równoważną, uznaną na całym świecie normą i uwzględnia wyniki w rocznym raporcie na temat wielkości emisji;

prowadzący instalację wykaże w sposób przekonujący dla właściwego organu, że w razie zastosowania takiej rezerwowej metodyki monitorowania progi całkowitej niepewności w odniesieniu do rocznego poziomu emisji gazów cieplarnianych dotyczącego całej instalacji nie przekraczają 7,5 % w przypadku instalacji kategorii A, 5,0 % w przypadku instalacji kategorii B oraz 2,5 % w przypadku instalacji kategorii C.

Artykuł 23

Tymczasowe zmiany w metodyce monitorowania

1. W przypadkach gdy ze względów technicznych nie jest tymczasowo możliwe zastosowanie w planie monitorowania poziomu dokładności zatwierdzonego przez właściwy organ w odniesieniu do danych dotyczących działalności lub każdego współczynnika obliczeniowego strumienia paliwa lub materiału, odnośny prowadzący instalację stosuje najwyższy możliwy do osiągnięcia poziom dokładności do czasu, kiedy zostaną przywrócone warunki stosowania poziomu dokładności zatwierdzonego w planie monitorowania.

Prowadzący instalację podejmuje wszelkie środki niezbędne do możliwie najszybszego przywrócenia poziomu dokładności określonego w planie monitorowania i zatwierdzonego przez właściwy organ.

2. Odnośny prowadzący instalację bezzwłocznie zgłasza wspomnianą w ust. 1 tymczasową zmianę w metodyce monitorowania właściwemu organowi, podając:

szczegółowe informacje o przejściowej metodyce monitorowania stosowanej przez prowadzącego instalację do wyznaczania wielkości emisji do czasu przywrócenia warunków stosowania poziomu dokładności określonego w planie monitorowania;

SEKCJA 2

Metodyka oparta na obliczeniach

Podsekcja 1

Przepisy ogólne

Artykuł 24

Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki standardowej

1. Zgodnie z metodyką standardową, prowadzący instalację oblicza wielkość emisji z procesów spalania na strumień materiałów wsadowych, mnożąc dane dotyczące działalności związane z ilością spalonego paliwa wyrażoną w teradżulach na podstawie wartości opałowej (NCV) przez odpowiedni współczynnik emisji wyrażony w tonach CO2 na teradżul (t CO2/TJ) zgodnie z zastosowaniem NCV, a także przez współczynnik utleniania.

Właściwy organ może dopuścić zastosowanie współczynników emisji dla paliw wyrażonych jako t CO2/t lub tCO2/Nm3. W takim przypadku prowadzący instalację wyznacza wielkości emisji z procesów spalania, mnożąc wartość danych dotyczących działalności związanych z ilością spalonego paliwa wyrażoną w tonach lub normalnych metrach sześciennych przez odpowiedni współczynnik emisji i odpowiedni współczynnik utleniania.

2. Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji z procesów technologicznych na strumień materiałów wsadowych mnożąc, wartość danych dotyczących działalności związanych ze zużyciem materiału, wydajnością przetwórczą lub wielkością produkcji, wyrażoną w tonach lub w normalnych metrach sześciennych, przez odpowiedni współczynnik emisji, wyrażony w t CO2/t lub t CO2/Nm3, oraz odpowiedni współczynnik konwersji.

3. Jeśli współczynnik emisji poziomu dokładności 1 lub poziomu dokładności 2 uwzględnia już wpływ niepełnych reakcji chemicznych, współczynnik utleniania lub współczynnik konwersji określa się jako 1.

Artykuł 25

Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki bilansu masowego

1. Zgodnie z metodyką bilansu masowego prowadzący instalację oblicza ilość CO2 odpowiadającą każdemu strumieniowi materiałów wsadowych uwzględnionemu w bilansie masowym, mnożąc dane dotyczące działalności związane z ilością materiału wchodzącego w granice bilansu masowego lub opuszczającego je, przez zawartość węgla pierwiastkowego pomnożoną przez 3 664 t CO2/t C, zgodnie z sekcją 3 załącznika II.

2. Niezależnie od art. 49, emisje z całego procesu objętego bilansem masowym stanowią sumę ilości CO2 odpowiadających wszystkim strumieniom materiałów wsadowych objętym bilansem masowym. Ilość CO emitowanego do atmosfery oblicza się w bilansie masowym jako emisję molowo równoważnej ilości CO2.

Artykuł 26

Właściwe poziomy dokładności

1. Definiując odpowiednie poziomy dokładności zgodnie z art. 21 ust. 1 w celu wyznaczenia wartości danych dotyczących działalności oraz każdego współczynnika obliczeniowego, każdy prowadzący instalację stosuje następujące poziomy dokładności:

co najmniej poziomy dokładności wymienione w załączniku V, w przypadku instalacji należących do kategorii A lub jeśli wymagany jest współczynnik obliczeniowy odnoszący się do strumieni materiałów wsadowych stanowiących znormalizowane paliwo handlowe;

Prowadzący instalację może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym w przypadku instalacji kategorii C oraz niższy o maksymalnie dwa poziomy w przypadku instalacji kategorii A i B, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże właściwemu organowi, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub doprowadzi do nieracjonalnych kosztów.

Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie, przez okres przejściowy wynoszący do trzech lat, niższych poziomów dokładności niż te, o których mowa w akapicie drugim, przy czym musi być stosowany co najmniej poziom dokładności 1, pod warunkiem spełnienia obu z następujących warunków:

prowadzący instalację przedstawi plan udoskonaleń, wskazujący w jaki sposób i do kiedy zostanie osiągnięty co najmniej poziom dokładności wymagany na mocy akapitu drugiego.

2. W przypadku danych dotyczących działalności i każdego współczynnika obliczeniowego odnoszących się do pomniejszych strumieni materiałów wsadowych, prowadzący instalację stosuje najwyższy poziom dokładności, który jest technicznie osiągalny i nie prowadzi do nieracjonalnych kosztów, przy czym stosuje co najmniej poziom dokładności 1.

3. W przypadku strumieni materiałów wsadowych de minimis, prowadzący instalację może wyznaczać wartość danych dotyczących działalności oraz każdego współczynnika obliczeniowego, zamiast poziomów dokładności stosując zachowawcze oszacowania, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

4. W przypadku współczynnika utleniania i współczynnika konwersji prowadzący instalację stosuje co najmniej najniższe poziomy dokładności zdefiniowane w załączniku II.

5. Jeśli właściwy organ zezwolił na zastosowanie współczynników emisji wyrażonych w t CO2/t lub t CO2/Nm3 w przypadku paliw, a także paliw wykorzystywanych jako wsad do procesu lub w bilansach masowych zgodnie z art. 25, wartość opałową można monitorować z zastosowaniem poziomów dokładności niższych niż najwyższy poziom dokładności zdefiniowany w załączniku II.

Podsekcja 2

Dane dotyczące działalności

Artykuł 27

Wyznaczanie wartości danych dotyczących działalności

1. Prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności w odniesieniu do strumienia danych wsadowych w jeden z następujących sposobów:

2. Do celów ust. 1 lit. b) ilość paliwa lub materiału przetworzonego w okresie sprawozdawczym oblicza się jako ilość paliwa lub materiału zakupioną w okresie sprawozdawczym pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału wyprowadzoną z instalacji oraz powiększoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na początku okresu sprawozdawczego i pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na końcu okresu sprawozdawczego.

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

Gdy wyznaczenie wartości danych dotyczących działalności dla całego roku kalendarzowego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień roboczy, który oddzieli dany rok sprawozdawczy od kolejnego i odpowiednio uzgodnić go z wymaganym rokiem kalendarzowym. Odchylenia występujące w przypadku jednego lub większej liczby strumieni materiałów wsadowych muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.

Artykuł 28

Systemy pomiarowe pod kontrolą prowadzącego instalację

1. Do celów wyznaczenia wartości danych dotyczących działalności zgodnie z art. 27 prowadzący instalację może wykorzystać wyniki pomiarów w oparciu o kontrolowane przez siebie systemy pomiarowe w instalacji, pod warunkiem zapewnienia zgodności z wszystkimi następującymi wymogami:

W przypadku przekroczenia progów poziomów dokładności zatwierdzonych zgodnie z art. 12 lub stwierdzenia, że urządzenia nie odpowiadają innym wymogom, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje działania naprawcze oraz przekazuje odpowiednie informacje właściwemu organowi.

2. Prowadzący instalację przedstawia ocenę niepewności, o której mowa w ust. 1 lit. a), właściwemu organowi przy zgłaszaniu nowego planu monitorowania lub kiedy jest ona istotna w związku ze zmianą w zatwierdzonym planie monitorowania.

Taka ocena obejmuje określoną niepewność zastosowanych urządzeń pomiarowych, niepewność związaną z kalibracją oraz wszelką dodatkową niepewność związaną ze sposobem użycia przyrządów pomiarowych w praktyce. Niepewność dotyczącą zmian w zapasach uwzględnia się w ocenie niepewności, jeśli w miejscach składowania można umieścić co najmniej 5 % zużywanej rocznie ilości rozpatrywanego paliwa lub materiału. Przeprowadzając ocenę, prowadzący instalację bierze pod uwagę fakt, że podane wartości służące do zdefiniowania progów niepewności poziomów dokładności w załączniku II odnoszą się do niepewności w całym okresie sprawozdawczym.

Prowadzący instalację może uprościć ocenę niepewności poprzez założenie, że błąd graniczny dopuszczalny określony dla użytkowanego przyrządu pomiarowego lub, jeśli jest niższa, niepewność uzyskaną poprzez pomnożenie wyników kalibracji przez zachowawczy współczynnik korekty odzwierciedlający wpływ niepewności użytkowej należy uznać za niepewność w całym okresie sprawozdawczym, wymaganą w definicjach poziomów dokładności w załączniku II, pod warunkiem zainstalowania przyrządów pomiarowych w środowisku odpowiadającym ich specyfikacjom użytkowym.

3. Niezależnie od ust. 2, właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na wykorzystanie wyników pomiarów w oparciu o kontrolowane przez siebie systemy pomiarowe w instalacji, jeśli prowadzący instalację przedstawi dowody potwierdzające, że stosowane przyrządy pomiarowe podlegają odpowiedniej krajowej prawnej kontroli metrologicznej.

W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać błąd graniczny dopuszczalny w użytkowaniu określony właściwymi przepisami krajowymi dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniego zadania pomiarowego.

Artykuł 29

Systemy pomiarowe poza kontrolą prowadzącego instalację

1. Jeśli z uproszczonej oceny niepewności wynika, że wykorzystanie systemów pomiarowych znajdujących się poza kontrolą prowadzącego instalację, w porównaniu z wykorzystaniem systemów kontrolowanych przez prowadzącego instalację zgodnie z art. 28, umożliwia prowadzącemu instalację osiągnięcie co najmniej tak wysokiego poziomu dokładności, zapewnia bardziej wiarygodne wyniki oraz jest mniej podatne na ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej, prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności, wykorzystując systemy pomiarowe znajdujące się poza jego kontrolą.

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

2. Prowadzący instalację zapewnia zgodność z właściwym poziomem dokładności zgodnie z art. 26.

W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać błąd graniczny dopuszczalny w użytkowaniu określony właściwymi przepisami dotyczącymi krajowej prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniej transakcji handlowej.

Jeśli właściwe wymogi dotyczące krajowej prawnej kontroli metrologicznej są mniej rygorystyczne niż wymogi właściwego poziomu dokładności zgodnego z art. 26, prowadzący instalację pozyskuje dowody dotyczące właściwej niepewności od kontrahenta odpowiedzialnego za system pomiarowy.

Podsekcja 3

Współczynniki obliczeniowe

Artykuł 30

Wyznaczanie współczynników obliczeniowych

1. Prowadzący instalację wyznacza współczynniki obliczeniowe jako wartości domyślne lub wartości oparte na analizie, zależnie od właściwego poziomu dokładności.

2. Prowadzący instalację wyznacza i zgłasza współczynniki obliczeniowe w sposób spójny ze stanem wykorzystanym w związku z danymi dotyczącymi działalności, odnosząc się do stanu paliwa lub materiału, w którym kupuje się paliwo lub materiał bądź używa się go w procesie powodującym emisje, zanim wyschnie lub zostanie poddany innemu przetworzeniu na potrzeby analizy laboratoryjnej.

Jeśli ta metoda prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub jeśli można osiągnąć większą dokładność, prowadzący instalację może zgłaszać dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe w sposób spójny, odnosząc się do stanu, w którym przeprowadzono analizy laboratoryjne.

Artykuł 31

Wartości domyślne współczynników obliczeniowych

1. Jeśli prowadzący instalację wyznacza współczynniki obliczeniowe jako wartości domyślne, wówczas, zgodnie z wymogami dotyczącymi właściwego poziomu dokładności, określonymi w załącznikach II i VI, stosuje jedną z następujących wartości:

2. Prowadzący instalację określa wszystkie wartości domyślne zastosowane w planie monitorowania.

Jeśli wartości domyślne zmieniają się z roku na rok, prowadzący instalację określa w planie monitorowania właściwe autorytatywne źródło danej wartości.

3. Właściwy organ może zatwierdzić zmianę wartości domyślnej współczynnika obliczeniowego w planie monitorowania zgodnie z art. 15 ust. 2 tylko wówczas, gdy prowadzący instalację przedstawi dowody potwierdzające, że nowa wartość domyślna pozwoli na dokładniejsze wyznaczanie wielkości emisji.

4. Na wniosek prowadzącego instalację właściwy organ może pozwolić na wyznaczanie wartości opałowej i współczynników emisji paliw z zastosowaniem tych samych poziomów dokładności, które są wymagane w przypadku znormalizowanych paliw handlowych, pod warunkiem że prowadzący instalację przedstawi, co najmniej raz na trzy lata, dowody potwierdzające, że w ciągu ostatnich trzech lat zmienność wartości opałowej mieściła się w przedziale 1 %.

Artykuł 32

Współczynniki obliczeniowe wyznaczone na podstawie analiz

1. Prowadzący instalację zapewnia, aby wszelkie analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych były prowadzone z zastosowaniem metod opartych na odpowiednich normach EN.

Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk przemysłowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

2. W przypadku użycia do wyznaczania wielkości emisji chromatografów gazowych pracujących w trybie on-line lub analizatorów gazowych dokonujących pomiarów bez pobierania próbek prowadzący instalację uzyskuje od właściwego organu zgodę na użycie takich urządzeń. Używa się ich wyłącznie w celu pozyskania danych dotyczących składu paliw lub materiałów gazowych. Prowadzący instalację gwarantuje, jako minimalne środki zapewniania jakości, przeprowadzenie atestacji początkowej oraz powtarzanych co roku atestacji przyrządu.

3. Wyniki analizy wykorzystuje się wyłącznie w odniesieniu do okresu dostawy bądź partii paliwa lub materiału, którego próbki pobrano i dla którego próbki miały być reprezentatywne.

Do celów wyznaczenia określonego parametru prowadzący instalację wykorzystuje wyniki wszystkich analiz przeprowadzonych w odniesieniu do takiego parametru.

Artykuł 33

Plan pobierania próbek

1. Jeśli współczynniki obliczeniowe są wyznaczane w drodze analiz, prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi do zatwierdzenia, w odniesieniu do każdego paliwa lub materiału, plan pobierania próbek w postaci pisemnej procedury zawierającej informacje o metodyce przygotowania próbek, w tym o obowiązkach, lokalizacjach, częstotliwościach i ilościach, a także o metodyce przechowywania i transportu próbek.

Prowadzący instalację zapewnia, aby pobrane próbki były reprezentatywne dla odpowiedniej partii lub okresu dostawy i wolne od błędu systematycznego. Odpowiednie elementy planu pobierania próbek uzgadnia się z laboratorium przeprowadzającym analizę dotyczącą odnośnego paliwa lub materiału, a dowody takiego uzgodnienia włącza się do planu. Prowadzący instalację udostępnia plan do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012.

2. Prowadzący instalację, w porozumieniu z laboratorium prowadzącym analizę dotyczącą odnośnego paliwa lub materiału i z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwy organ, dostosowuje elementy planu pobierania próbek, jeśli wyniki analizy wskazują, że niejednorodność paliwa lub materiału różni się znacznie od danych dotyczących niejednorodności, na których opierał się pierwotny plan pobierania próbek danego paliwa lub materiału.

Artykuł 34

Korzystanie z laboratoriów

1. Prowadzący instalację zapewnia, aby laboratoria przeprowadzające analizy mające na celu wyznaczenie współczynników obliczeniowych były akredytowane zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych.

2. Z laboratoriów nieakredytowanych zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 można korzystać do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych tylko wówczas, gdy prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że dostęp do laboratoriów, o których mowa w ust. 1, nie jest technicznie wykonalny lub skutkowałby nieracjonalnymi kosztami, a laboratorium nieakredytowane spełnia wymogi równoważne wymogom określonym w normie EN ISO/IEC 17025.

3. Właściwy organ uznaje, że laboratorium spełnia wymogi równoważne wymogom normy EN ISO/IEC 17025 w rozumieniu ust. 2, jeśli prowadzący instalację przedstawi, o ile to możliwe, w postaci i na poziomie szczegółowości, jakie są wymagane w odniesieniu do procedur na mocy art. 12 ust. 2, dowody zgodne z akapitem drugim i trzecim niniejszego ustępu.

W odniesieniu do zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia akredytowaną certyfikację laboratorium zgodnie z normą EN ISO/IEC 9001 lub inne certyfikaty systemów zarządzania jakością stosowanych w laboratorium. W przypadku braku takich certyfikowanych systemów zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia odpowiednie dowody potwierdzające, że laboratorium jest w stanie zarządzać swoimi pracownikami, procedurami, dokumentami i zadaniami w niezawodny sposób.

W odniesieniu do kompetencji technicznych prowadzący instalację przedstawia dowody potwierdzające, że laboratorium posiada odpowiednie kompetencje oraz jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki, stosując odpowiednie procedury analityczne. Takie dowody obejmują co najmniej następujące elementy:

zapewnianie jakości w odniesieniu do kalibracji i wyników badań, w tym regularny udział w programach badania biegłości, stosowanie metod analitycznych do certyfikowanych materiałów referencyjnych lub porównywanie wyników z laboratorium akredytowanym;

Artykuł 35

Częstotliwości analiz

1. Prowadzący instalację stosuje minimalne częstotliwości analiz odnośnych paliw i materiałów wyszczególnione w załączniku VII. Załącznik VII będzie regularnie poddawany przeglądowi, po raz pierwszy nie później niż dwa lata po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia.

2. Właściwy organ może również zezwolić prowadzącemu instalację na zastosowanie innej częstotliwości niż ta, o której mowa w ust. 1, jeśli minimalne częstotliwości nie są dostępne lub jeśli prowadzący instalację wykaże jeden z poniższych warunków:

Podsekcja 4

Szczególne współczynniki obliczeniowe

Artykuł 36

Współczynniki emisji dla CO2

1. Prowadzący instalację wyznacza współczynniki emisji właściwe dla poszczególnych rodzajów działań, dotyczące emisji CO2.

2. Współczynniki emisji dla paliw, w tym używanych jako wsad do procesu, wyraża się jako t CO2/TJ.

Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie współczynnika emisji dla paliwa wyrażonego jako t CO2/t lub t CO2/Nm3 w przypadku emisji z procesów spalania, jeśli zastosowanie współczynnika emisji wyrażonego jako t CO2/TJ wiąże się z nieracjonalnymi kosztami lub jeśli dzięki zastosowaniu takiego współczynnika emisji można osiągnąć co najmniej równoważną dokładność w obliczeniu wielkości emisji.

3. Do celów przeliczenia zawartości węgla pierwiastkowego na odpowiednią wartość współczynnika emisji powiązanego z CO2 lub na odwrót prowadzący instalację stosuje współczynnik 3 664 t CO2/t C.

Artykuł 37

Współczynniki utleniania i konwersji

1. W celu wyznaczenia współczynników utleniania lub konwersji prowadzący instalację stosuje co najmniej poziom dokładności 1. Jeśli współczynnik emisji uwzględnia wpływ niecałkowitego utlenienia lub konwersji, prowadzący instalację stosuje współczynnik utleniania lub konwersji wynoszący 1.

Właściwy organ może jednak wymagać od prowadzących instalacje stałego stosowania poziomu dokładności 1.

2. Jeśli w instalacji używa się kilku paliw, a w odniesieniu do określonego współczynnika utleniania ma być zastosowany poziom dokładności 3, prowadzący instalację może wystąpić do właściwego organu o zatwierdzenie jednego lub obu poniższych sposobów postępowania:

wyznaczanie jednego zagregowango współczynnika utleniania dla całego procesu spalania i stosowanie go do wszystkich paliw;

W przypadku użycia biomasy lub paliw mieszanych prowadzący instalację przedstawia dowody, że zastosowanie lit. a) lub b) akapitu pierwszego nie prowadzi do niedoszacowania emisji.

Podsekcja 5

Biomasa

Artykuł 38

Strumienie materiałów wsadowych złożone z biomasy

1. Prowadzący instalację może wyznaczać wartość danych dotyczących działalności odnoszących się do strumieni materiałów wsadowych złożonych z biomasy bez zastosowania poziomów dokładności i przedstawiania danych z analiz dotyczących zawartości biomasy, jeśli dany strumień materiałów wsadowych składa się wyłącznie z biomasy, a prowadzący instalację może zagwarantować, że nie jest on zanieczyszczony innymi materiałami ani paliwami.

2. Współczynnik emisji dla biomasy wynosi 0.

Współczynnik emisji dla paliwa lub materiału mieszanego oblicza się i zgłasza jako wstępny współczynnik emisji wyznaczony zgodnie z art. 30, pomnożony przez wartość frakcji kopalnej paliwa lub materiału.

3. Za biomasę nie uznaje się frakcji torfowych, ksylitowych i kopalnych w paliwach lub materiałach mieszanych.

4. Jeśli frakcja biomasy w paliwach lub materiałach mieszanych wynosi 97 % lub więcej bądź jeśli ze względu na ilość emisji związanych z frakcją kopalną paliwa lub materiału kwalifikuje się jako strumień materiałów wsadowych de minimis, właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie metodyki nieuwzględniającej poziomów dokładności, w tym metody bilansu energii, w celu określania wartości danych dotyczących działalności oraz odpowiednich współczynników obliczeniowych, chyba że odpowiednia wartość ma zostać wykorzystana do odjęcia CO2 pochodzącego z biomasy od wartości emisji wyznaczonej w drodze ciągłego pomiaru emisji.

Artykuł 39

Wyznaczanie wartości biomasy i frakcji kopalnej

1. Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności, a także dostępności właściwych wartości domyślnych, o których mowa w art. 31 ust. 1, wartość frakcji biomasy określonego paliwa lub materiału wyznacza się w drodze analiz, prowadzący instalację wyznacza taką wartość frakcji biomasy na podstawie odpowiedniej normy oraz z zastosowaniem określonych w niej metod analitycznych, a ponadto stosuje taką normę tylko w przypadku jej zatwierdzenia przez właściwy organ.

2. Jeśli wyznaczenie wartości frakcji biomasy paliwa lub materiału mieszanego w drodze analizy zgodnie z ust. 1 nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację prowadzi obliczenia, przyjmując standardowe współczynniki emisji i wartości frakcji biomasy dla paliw i materiałów mieszanych oraz stosując metody szacowania opublikowane przez Komisję.

W przypadku braku takich standardowych współczynników i wartości, prowadzący instalację zakłada brak udziału biomasy lub przedstawia właściwemu organowi do zatwierdzenia metodę szacowania służącą wyznaczeniu wartości frakcji biomasy. W przypadku paliw lub materiałów pochodzących z procesów produkcji o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych prowadzący instalację może oprzeć takie oszacowanie na bilansie masowym węgla pierwiastkowego zarówno kopalnego, jak i pochodzącego z biomasy, wprowadzanego do procesu lub opuszczającego go.

3. W drodze odstępstwa od przepisów art. 30 ust. 1 i 2, jeśli ustanowiono system gwarancji pochodzenia na podstawie art. 2 lit. j) i art. 15 dyrektywy 2009/28/WE dla biogazu wprowadzanego do sieci gazowniczej, a następnie z niej usuwanego, prowadzący instalację nie stosuje analiz do wyznaczania frakcji biomasy.

SEKCJA 3

Metodyka oparta na pomiarach

Artykuł 40

Zastosowanie metodyki monitorowania opartej na pomiarach

Prowadzący instalację stosuje metodykę monitorowania opartą na pomiarach w odniesieniu do wszystkich emisji podtlenku azotu (N2O) zgodnie z załącznikiem IV oraz w odniesieniu do określania ilości przenoszonego CO2 zgodnie z art. 49.

Ponadto prowadzący instalację może stosować metodykę monitorowania opartą na pomiarach w odniesieniu do źródeł emisji CO2, jeśli jest w stanie przedstawić dowody zgodności z poziomami dokładności wymaganymi zgodnie z art. 41 dla każdego źródła emisji.

Artykuł 41

Wymogi dotyczące poziomów dokładności

1. W odniesieniu do każdego źródła emisji emitującego ponad 5 tys. ton CO2(e) rocznie lub odpowiedzialnego za więcej niż 10 % całkowitych rocznych emisji z instalacji, zależnie od tego, która z wartości jest wyższa w kategoriach bezwzględnych wielkości emisji, prowadzący instalację stosuje najwyższy poziom dokładności wymieniony w sekcji 1 załącznika VIII. W przypadku wszystkich pozostałych źródeł prowadzący instalację stosuje poziom dokładności niższy co najmniej o jeden od najwyższego poziomu dokładności.

2. Kolejny niższy poziom dokładności można zastosować w przypadku odnośnego źródła emisji, przy czym musi to być co najmniej poziom 1, tylko wówczas, gdy prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że zastosowanie poziomu dokładności wymaganego zgodnie z ust. 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, tak samo jak zastosowanie metodyki opartej na obliczeniach z wykorzystaniem poziomów dokładności wymaganych na mocy art. 26.

Artykuł 42

Normy pomiarowe i laboratoria

1. Wszystkie pomiary przeprowadza się z zastosowaniem metod opartych na normach EN 14181 Emisje ze źródeł stacjonarnych – Zapewnienie jakości zautomatyzowanych systemów pomiarowych, EN 15259 Jakość powietrza – Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych – Wymagania dotyczące odcinków pomiarowych i miejsc pomiaru, celu i planu pomiaru oraz sprawozdania z pomiaru, oraz na innych odpowiednich normach EN.

Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO, normach opublikowanych przez Komisję lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk przemysłowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

Prowadzący instalację uwzględnia wszystkie istotne aspekty systemu ciągłych pomiarów, w tym lokalizację urządzeń, kalibrację, pomiary, zapewnianie jakości i kontrolę jakości.

2. Prowadzący instalację zapewnia, aby laboratoria przeprowadzające pomiary, kalibrację oraz ocenę odnośnych urządzeń dla systemów ciągłych pomiarów emisji (CEMS) były akredytowane zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych lub kalibracji.

Jeśli laboratorium nie posiada takiej akredytacji, prowadzący instalację zapewnia spełnienie równoważnych wymogów art. 34 ust. 2 i 3.

Artykuł 43

Wyznaczanie wielkości emisji

1. Prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji ze źródła emisji w okresie sprawozdawczym, podsumowując za cały okres sprawozdawczy wszystkie wartości godzinowe zmierzonego stężenia gazów cieplarnianych pomnożone przez wartości godzinowe przepływu spalin, przy czym wartości godzinowe stanowią średnie wartości wszystkich indywidualnych wyników pomiarów w odnośnej godzinie działania.

W przypadku emisji CO2 prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania 1 w załączniku VIII. CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO2.

W przypadku podtlenku azotu (N2O) prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania w podsekcji B.1, sekcja 16 załącznika IV.

2. Jeżeli istnieje kilka źródeł emisji w jednej instalacji i nie można ich zmierzyć jako jednego źródła, prowadzący instalację mierzy emisje z takich źródeł emisji oddzielnie i sumuje wyniki, otrzymując całkowitą wielkość emisji danego gazu w okresie sprawozdawczym.

3. Prowadzący instalację wyznacza stężenie gazów cieplarnianych w spalinach w drodze ciągłych pomiarów w reprezentatywnym punkcie, stosując jeden z następujących sposobów:

4. W stosownych przypadkach prowadzący instalację wyznacza oddzielnie każdą ilość CO2 pochodzącą z biomasy, stosując metodykę monitorowania opartą na obliczeniach, i odejmuje ją od całkowitej wielkości zmierzonych emisji CO2.

5. Prowadzący instalację wyznacza wartość przepływu spalin do celów obliczenia zgodnie z ust. 1 za pomocą jednej z następujących metod:

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

Artykuł 44

Agregowanie danych

1. Prowadzący instalację oblicza średnie wartości godzinowe dla każdego parametru, w tym stężenia i przepływu spalin, istotnego dla wyznaczania wielkości emisji z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, wykorzystując wszystkie punkty danych dostępne dla danej określonej godziny.

Jeśli prowadzący instalację jest w stanie pozyskać dane dotyczące krótszych okresów referencyjnych bez ponoszenia dodatkowych kosztów, wykorzystuje takie okresy do wyznaczania rocznej wielkości emisji zgodnie z art. 43 ust. 1.

2. Jeśli urządzenie do prowadzenia ciągłego pomiaru danego parametru jest poza kontrolą, poza zasięgiem lub nie działa przez część godziny lub okresu referencyjnego, o którym mowa w ust. 1, prowadzący instalację oblicza odnośną średnią godzinową proporcjonalnie do pozostałych punktów danych dla takiej określonej godziny lub krótszego okresu referencyjnego, pod warunkiem że dostępnych jest co najmniej 80 % maksymalnej liczby punktów danych odnoszących się do parametru. Artykuł 45 ust. 2–4 ma zastosowanie w przypadku, gdy dostępnych jest mniej niż 80 % maksymalnej liczby punktów danych dla danego parametru.

Artykuł 45

Brakujące dane

1. Jeśli urządzenie pomiarowe w systemie ciągłego monitorowania emisji nie działa przez ponad pięć kolejnych dni w dowolnym roku kalendarzowym, prowadzący instalację bezzwłocznie informuje o tym właściwy organ i proponuje odpowiednie środki mające na celu poprawę jakości odnośnego systemu ciągłego monitorowania emisji.

2. W przypadku gdy nie można otrzymać prawidłowego zbioru danych z godziny lub krótszego okresu referencyjnego zgodnie z art. 44 ust. 1 dla jednego lub większej liczby parametrów do celów metodyki opartej na pomiarach ze względu na brak kontroli nad urządzeniem, brak zasięgu lub jego niesprawność, prowadzący instalację wyznacza wartości zastępujące dla każdej brakującej godziny danych.

3. W przypadku gdy nie można otrzymać prawidłowego zbioru danych z godziny lub krótszego okresu referencyjnego dla parametru mierzonego bezpośrednio, takiego jak stężenie, prowadzący instalację oblicza wartość zastępującą jako sumę średniego stężenia i dwukrotności odchylenia standardowego związanego z taką średnią, stosując równanie 4 w załączniku VIII.

Jeśli okres sprawozdawczy nie ma zastosowania do wyznaczania takich wartości zastępczych ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, prowadzący instalację uzgadnia z właściwym organem reprezentatywne ramy czasowe wyznaczania średniej i odchylenia standardowego, w miarę możliwości obejmujące jeden rok.

4. W przypadku gdy nie można uzyskać prawidłowego zbioru danych z godziny dla parametru innego niż stężenie, prowadzący instalację uzyskuje wartości zastępcze takiego parametru za pomocą odpowiedniego modelu bilansu masowego lub bilansu energii w procesie. Prowadzący instalację dokonuje walidacji wyników, wykorzystując pozostałe zmierzone parametry metodyki opartej na pomiarach oraz dane w normalnych warunkach pracy, z uwzględnieniem okresu o takim samym czasie trwania, co luka w danych.

Artykuł 46

Obliczenie potwierdzające wielkości emisji

Prowadzący instalację potwierdza wielkości emisji wyznaczone z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, z wyjątkiem emisji podtlenku azotu (N2O) z produkcji kwasu azotowego i gazów cieplarnianych przenoszonych do sieci transportowej lub na składowisko, obliczając roczne wielkości emisji każdego z branych pod uwagę gazów cieplarnianych w odniesieniu do tych samych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych.

Zastosowanie metodyki wykorzystującej poziomy dokładności nie jest wymagane.

SEKCJA 4

Przepisy szczególne

Artykuł 47

Instalacje o niskim poziomie emisji

1. Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na przedstawienie uproszczonego planu monitorowania zgodnie z art. 13, pod warunkiem że prowadzący instalację eksploatuje instalację o niskim poziomie emisji.

Akapit pierwszy nie ma zastosowania do instalacji, w których prowadzone są działania obejmujące N2O zgodnie z załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE.

2. Do celów ust. 1 akapit 1 instalację uważa się za instalację o niskim poziomie emisji w przypadku spełnienia co najmniej jednego z następujących warunków:

3. Od prowadzącego instalację o niskim poziomie emisji nie wymaga się przedłożenia dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1, a także jest on zwolniony z wymogu raportowania w zakresie udoskonaleń, o których mowa w art. 69 ust. 4.

4. W drodze odstępstwa od art. 27, prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może wyznaczać ilość paliwa lub materiału, wykorzystując dostępne i udokumentowane rejestry zakupów i szacowane zmiany w zapasach. Prowadzący instalację jest również zwolniony z wymogu przedstawienia właściwemu organowi oceny niepewności, o której mowa w art. 28 ust. 2.

5. Prowadzący instalację o niskim poziomie emisji jest zwolniony z określonego w art. 28 ust. 2 wymogu wyznaczania wartości danych dotyczących zapasów na początku i na końcu okresu sprawozdawczego, jeśli miejsca składowania są w stanie pomieścić co najmniej 5 % rocznego zużycia paliwa lub materiału w okresie sprawozdawczym, w celu uwzględnienia odnośnej niepewności w ocenie niepewności.

6. W drodze odstępstwa od art. 26 ust. 1 prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może stosować co najmniej poziom dokładności 1 do celów wyznaczania wartości danych dotyczących działalności i współczynników obliczeniowych dla wszystkich strumieni materiałów wsadowych, chyba że osiągnięcie większej dokładności jest możliwe bez dodatkowego wysiłku dla prowadzącego instalację, przy czym prowadzący instalację nie musi przedstawiać dowodów potwierdzających, że stosowanie wyższych poziomów dokładności nie jest technicznie wykonalne lub pociągałoby za sobą nieracjonalne koszty.

7. Do celów wyznaczania współczynników obliczeniowych na podstawie analiz zgodnych z art. 32 prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może korzystać z dowolnego laboratorium, które posiada kompetencje techniczne i jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki przy zastosowaniu odpowiednich procedur analitycznych, a także może udowodnić stosowanie środków zapewniania jakości, o których mowa w art. 34 ust. 3.

8. Jeśli w przypadku instalacji o niskim poziomie emisji podlegającej uproszczonemu monitorowaniu w dowolnym roku kalendarzowym zostanie przekroczony próg, o którym mowa w ust. 2, jej prowadzący bezzwłocznie powiadamia o tym właściwy organ.

Prowadzący instalację niezwłocznie zgłasza każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 3 lit. b) właściwemu organowi do zatwierdzenia.

Właściwy organ zezwala jednak prowadzącemu instalację na dalsze prowadzenie uproszczonego monitorowania, pod warunkiem że prowadzący instalację wykaże w sposób przekonujący dla właściwego organu, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono już wartości progowej, o której mowa w ust. 2, oraz że nie zostanie ona przekroczona ponownie w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.

Artykuł 48

CO2 związany w paliwie

1. CO2 związany w paliwie, który jest przenoszony do instalacji, w tym zawarty w gazie ziemnym lub w gazie odlotowym, włącznie z gazem wielkopiecowym lub gazem koksowniczym, uwzględnia się we współczynniku emisji dla takiego paliwa.

2. Jeśli CO2 związany w paliwie pochodzi z rodzaju działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE lub włączonych na mocy art. 24 wspomnianej dyrektywy, a następnie jest przenoszony z instalacji jako część paliwa do innej instalacji i rodzaju działań objętych wspomnianą dyrektywą, nie liczy się go jako emisji z instalacji, z której pochodzi.

Jeśli jednak CO2 związany w paliwie jest emitowany bądź też przenoszony z takiej instalacji do obiektów nieobjętych wspomnianą dyrektywą, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.

3. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji CO2 związanego w paliwie zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takim przypadku ilości CO2 związanego w paliwie, odpowiednio, przenoszonego i odbieranego, są identyczne.

Jeżeli ilości przenoszonego i odbieranego CO2 nie są identyczne, a rozbieżność wartości można wytłumaczyć niepewnością systemów pomiarowych, w raporcie na temat wielkości emisji zarówno z instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej podaje się średnią arytmetyczną z obu pomiarów. W takich przypadkach w raporcie na temat wielkości zamieszcza się wzmiankę o dostosowaniu odnośnej wartości.

W przypadku gdy rozbieżności między wartościami nie można wytłumaczyć zatwierdzonym zakresem niepewności systemów pomiarowych, prowadzący instalację przesyłającą i odbiorczą dostosowują wartości, stosując korekty zachowawcze zatwierdzone przez właściwy organ.

Artykuł 49

Przenoszony CO2

1. Prowadzący instalację odejmuje od wielkości emisji z instalacji każdą ilość CO2 pochodzącego z węgla pierwiastkowego kopalnego używanego w rodzajach działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, która nie została wyemitowana z instalacji, lecz została przeniesiona poza tę instalację do dowolnego z poniższych obiektów:

W przypadku przenoszenia CO2 poza instalację w innych celach nie dopuszcza się odejmowania CO2 od wielkości emisji z instalacji.

2. Prowadzący instalację, z której przeniesiono CO2, wskazuje w rocznym raporcie na temat wielkości emisji kod identyfikacyjny instalacji odbiorczej uznany zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) nr 1193/2011 z dnia 18 listopada 2011 r. ustanawiającym rejestr Unii na okres rozliczeniowy rozpoczynający się dnia 1 stycznia 2013 r. oraz na kolejne okresy rozliczeniowe w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz decyzją nr 280/2004/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniającym rozporządzenia Komisji (WE) nr 2216/2004 i (UE) nr 920/2010 (11).

Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.

3. W celu oznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach w tym zgodnie z art. 43, 44 i 45. Źródło emisji odpowiada punktowi pomiarowemu, a wielkość emisji wyraża się jako ilość przeniesionego CO2.

4. W celu wyznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje poziom dokładności 4 określony w sekcji 1 załącznika VIII.

Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności pod warunkiem stwierdzenia przez niego, że zastosowanie poziomu dokładności 4 zdefiniowanego w sekcji 1 załącznika VIII nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

5. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji CO2 zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takim przypadku zastosowanie ma art. 48 ust. 3.

ROZDZIAŁ IV

MONITOROWANIE EMISJI I DANYCH DOTYCZĄCYCH TONOKILOMETRÓW Z DZIAŁAŃ LOTNICZYCH

Artykuł 50

Przepisy ogólne

1. Każdy operator statku powietrznego prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie emisji z działań lotniczych w odniesieniu do wszystkich lotów uwzględnionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, wykonywanych przez operatora statku powietrznego w okresie sprawozdawczym, a także takich, za które operator statku powietrznego jest odpowiedzialny.

W tym celu operator statku powietrznego przypisuje wszystkie loty do roku kalendarzowego odpowiednio do czasu odlotu mierzonego zgodnie z uniwersalnym czasem skoordynowanym.

2. Operator statku powietrznego zamierzający ubiegać się o nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji zgodnie z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE monitoruje także dane dotyczące tonokilometrów odnoszące się do tych samych lotów w odnośnych monitorowanych latach.

3. W celu identyfikacji konkretnego odpowiedzialnego za lot operatora statku powietrznego, o którym mowa w art. 3 lit. o) dyrektywy 2003/87/WE wykorzystuje się sygnał wywoławczy używany do celów kontroli ruchu lotniczego. Sygnałem wywoławczym będzie jedno z następujących oznaczeń:

4. Jeśli nie jest znana tożsamość operatora statku powietrznego, właściwy organ uznaje za operatora statku powietrznego właściciela statku powietrznego, chyba że wykaże on tożsamość odpowiedzialnego operatora statku powietrznego.

Artykuł 51

Przedkładanie planów monitorowania

1. Co najmniej cztery miesiące przed podjęciem działania lotniczego wymienionego w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi plan monitorowania dotyczący monitorowania i raportowania w zakresie emisji zgodnie z art. 12.

W drodze odstępstwa od akapitu pierwszego operator statku powietrznego wykonujący po raz pierwszy działanie lotnicze wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, które nie mogło być przewidziane cztery miesiące przed jego rozpoczęciem, przedkłada właściwemu organowi plan monitorowania, bez zbędnej zwłoki, ale nie później niż sześć tygodni po wykonaniu danego działania. Operator statku powietrznego przedstawia właściwemu organowi odpowiednie uzasadnienie, dlaczego plan monitorowania nie mógł być przedłożony cztery miesiące przed podjęciem działania.

Jeśli administrujące państwo członkowskie, o którym mowa w art. 18a dyrektywy 2003/87/WE, nie jest z góry znane, operator statku powietrznego przedkłada plan monitorowania bezzwłocznie po uzyskaniu dostępu do informacji o właściwym organie administrującego państwa członkowskiego.

2. Jeśli operator statku powietrznego zamierza ubiegać się o nieodpłatne przyznanie przydziałów zgodnie z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE, przedkłada również plan monitorowania odnoszący się do monitorowania i raportowania w zakresie danych dotyczących tonokilometrów. Taki plan monitorowania przedkłada się co najmniej cztery miesiące przed rozpoczęciem jednego z następujących okresów:

Artykuł 52

Metodyka monitorowania emisji z działań lotniczych

1. Każdy operator statku powietrznego wyznacza roczną wielkość emisji CO2 z działań lotniczych, mnożąc roczne zużycie każdego paliwa wyrażone w tonach przez odpowiedni współczynnik emisji.

2. Każdy operator statku powietrznego wyznacza zużycie paliwa w odniesieniu do każdego lotu i każdego paliwa, uwzględniając paliwo zużyte przez dodatkową jednostkę napędową. W tym celu operator statku powietrznego stosuje jedną z metod określonych w sekcji 1 załącznika III. Operator statku powietrznego dokonuje wyboru metody, która umożliwia najpełniejsze i najszybsze zgromadzenie danych przy najmniejszej niepewności bez ponoszenia nieracjonalnych kosztów.

3. Każdy operator statku powietrznego wyznacza ilość uzupełnianego paliwa, o której mowa w sekcji 1 załącznika III, na podstawie następujących danych:

4. Operator statku powietrznego wyznacza ilość paliwa znajdującego się w zbiorniku, korzystając z danych z pokładowych systemów pomiarowych statku powietrznego i odnotowanych w dokumentacji masy i wyważenia, w dzienniku technicznym statku powietrznego lub przesyłanych w formie elektronicznej ze statku powietrznego do operatora statku powietrznego.

5. Operatorzy statków powietrznych stosują poziom dokładności 2, określony w sekcji 2 załącznika III.

Niemniej jednak, operatorzy statków powietrznych, których średnie zgłaszane roczne wielkości emisji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy były równe lub mniejsze niż 50 tys. ton kopalnego CO2, mogą stosować co najmniej poziom dokładności 1 zdefiniowany w sekcji 2 załącznika III. Wszyscy operatorzy statków powietrznych mogą stosować co najmniej poziom dokładności 1 zdefiniowany w sekcji 2 załącznika III w odniesieniu do strumieni materiałów wsadowych łącznie odpowiadających mniej niż 5 tys. t kopalnego CO2 rocznie lub mniej niż 10 %, do maksymalnej łącznej wielkości wkładu wynoszącej 100 tys. t kopalnego CO2 rocznie, przy czym pod uwagę bierze się wielkość większą w ujęciu bezwzględnym. Jeśli do celów niniejszego akapitu zgłoszone dane dotyczące emisji nie są dostępne lub nie mają już zastosowania, operator statku powietrznego może zastosować zachowawcze oszacowane lub prognozę, aby wyznaczyć średnią roczną wielkość emisji.

6. Jeżeli ilość uzupełnianego paliwa lub ilość paliwa pozostałego w zbiornikach wyznacza się w jednostkach objętości i wyraża w litrach, operator statku powietrznego przelicza takie wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości rzeczywistej. Operator statku powietrznego wyznacza gęstość rzeczywistą, korzystając z jednego z następujących sposobów:

Gęstość rzeczywistą wyraża się w kg/litr i ustala dla temperatury, w której dokonano określonego pomiaru.

W przypadkach, w których wartości gęstości rzeczywistej nie są dostępne, stosuje się, po zatwierdzeniu przez właściwy organ, współczynnik gęstości standardowej wynoszący 0,8 kg/litr.

7. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1, operator statku powietrznego stosuje domyślne współczynniki emisji podane w tabeli 2 w załączniku III.

Do celów raportowania takie podejście uważa się za poziom dokładności 1. W przypadku paliw nieuwzględnionych we wspomnianej tabeli operator statku powietrznego wyznacza współczynnik emisji zgodnie z art. 32, przy czym to podejście uważa się za poziom dokładności 2. Wartość opałową takich paliw wyznacza się i zgłasza jako pozycję dodatkową.

8. W drodze odstępstwa od przepisów ust. 7, operator statku powietrznego może, po uzyskaniu zatwierdzenia ze strony właściwego organu, określić współczynnik emisji lub zawartość węgla pierwiastkowego, na której opiera się współczynnik i wartość opałową paliw w obrocie handlowym na podstawie rejestrów zakupów dotyczących odnośnego paliwa przekazanych przez dostawcę paliwa, pod warunkiem że określono je zgodnie z przyjętymi normami międzynarodowymi i nie można zastosować współczynników emisji wyszczególnionych w tabeli 2 w załączniku III.

Artykuł 53

Przepisy szczegółowe dotyczące biomasy

Artykuł 39 stosuje się odpowiednio do wyznaczania frakcji biomasy paliwa mieszanego.

Niezależnie od art. 39 ust. 2 właściwy organ zezwala na korzystanie z metodyki mającej jednolite zastosowanie we wszystkich państwach członkowskich do wyznaczania frakcji biomasy, stosownie do sytuacji.

Zgodnie z taką metodyką frakcję biomasy, wartość opałową i współczynnik emisji lub zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie wykorzystywanym w objętych systemem EU ETS działaniach lotniczych wyszczególnionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE wyznacza się, korzystając z rejestrów zakupów paliwa.

Metodyka bazuje na wytycznych przedstawionych przez Komisję w celu ułatwienia jej spójnego zastosowania we wszystkich państwach członkowskich.

Wykorzystanie biopaliw w lotnictwie ocenia się zgodnie z art. 18 dyrektywy 2009/28/WE.

Artykuł 54

Małe podmioty uczestniczące w systemie

1. Operatorów statków powietrznych obsługujących mniej niż 243 loty na jeden okres w czasie trzech kolejnych czteromiesięcznych okresów oraz operatorów statków powietrznych obsługujących loty o całkowitej rocznej wielkości emisji wynoszącej mniej niż 25 tys. ton CO2 na rok uważa się za małe podmioty uczestniczące w systemie.

2. W drodze odstępstwa od art. 52 małe podmioty uczestniczące w systemie mogą szacować zużycie paliwa przy pomocy narzędzi wprowadzonych przez Eurocontrol lub inną odpowiednią organizację, które są w stanie przetwarzać wszystkie istotne informacje dotyczące ruchu lotniczego, odpowiadające informacjom dostępnym dla organizacji Eurocontrol, a także unikać niedoszacowania wielkości emisji.

Właściwe narzędzia mogą być wykorzystywane wyłącznie po zatwierdzeniu ich przez Komisję z uwzględnieniem zastosowania współczynników korygujących w celu wyrównania wszelkich nieścisłości w metodach modelowania.

3. W drodze odstępstwa od przepisów art. 12 mały podmiot uczestniczący w systemie, który chce użyć dowolnego z narzędzi, o których mowa w ust. 2 niniejszego artykułu, może przedstawić w planie monitorowania emisji tylko następujące informacje:

nazwy lub odniesienia do narzędzia, o którym mowa w ust. 2 niniejszego artykułu i które będzie używane do szacowania zużycia paliwa.

Mały podmiot uczestniczący w systemie jest zwolniony z wymogu przedkładania dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1 akapit trzeci.

4. Jeśli operator statku powietrznego korzysta z jednego z narzędzi, o których mowa w ust. 2, i przekracza wartości progowe, o których mowa w ust. 1 w ciągu roku sprawozdawczego, niezwłocznie powiadamia o tym właściwy organ.

Operator statku powietrznego niezwłocznie zgłasza każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 4 lit. a) pkt (vi) właściwemu organowi do zatwierdzenia.

Właściwy organ zezwala jednak operatorowi statku powietrznego na dalsze korzystanie z narzędzia, o którym mowa w ust. 2, pod warunkiem że operator statku powietrznego wykaże w sposób przekonujący dla właściwego organu, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono już wartości progowych, o których mowa w ust. 1, oraz że nie zostaną one przekroczone ponownie w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.

Artykuł 55

Źródła niepewności

1. Operator statku powietrznego identyfikuje źródła niepewności i powiązane z nimi poziomy niepewności. Operator statku powietrznego uwzględnia takie informacje przy wyborze metodyki monitorowania zgodnie z art. 52 ust. 2.

2. Jeśli operator statku powietrznego wyznacza ilości uzupełnianego paliwa zgodnie z art. 52 ust. 3 lit. a), nie wymaga się od niego przedstawienia dodatkowych dowodów potwierdzających powiązany poziom niepewności.

3. W przypadku gdy do pomiaru ilości uzupełnianego paliwa lub paliwa zawartego w zbiornikach zgodnie z art. 52 ust. 3 lit. b), wykorzystuje się systemy pokładowe, poziom niepewności powiązany z pomiarem paliwa potwierdza się na oba poniższe sposoby:

4. Niezależnie od ust. 2 i 3 operator statku powietrznego może określić niepewności dla wszystkich pozostałych elementów metodyki monitorowania na podstawie zachowawczych osądów dokonywanych przez ekspertów z uwzględnieniem szacowanej liczby lotów w okresie sprawozdawczym.

5. Operator statku powietrznego regularnie prowadzi odpowiednie działania kontrolne, w tym kontrole krzyżowe ilości uzupełnianego paliwa, określonej na fakturach, oraz ilości takiego paliwa ustalonej w wyniku pomiaru pokładowego, a w przypadku wystąpienia istotnych odchyleń podejmuje działania naprawcze.

Artykuł 56

Wyznaczanie wartości danych dotyczących tonokilometrów

1. Operator statku powietrznego zamierzający ubiegać się o nieodpłatne przyznanie przydziałów zgodnie z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE monitoruje dane dotyczące tonokilometrów odnoszące się do wszystkich lotów objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE w monitorowanych latach, do których odnosi się taki wniosek.

2. Operator statku powietrznego oblicza wartość danych dotyczących tonokilometrów mnożąc odległość, ustaloną zgodnie z sekcją 4 załącznika III i wyrażoną w kilometrach (km) przez ładunek handlowy obliczony jako suma masy ładunku, poczty i pasażerów i odprawionego bagażu, wyrażony w tonach (t).

3. Operator statku powietrznego wyznacza masę ładunku i poczty na podstawie rzeczywistej i standardowej masy wskazanej w dokumentacji masy i wyważenia dla odnośnych lotów.

Operatorzy statków powietrznych, którzy nie mają obowiązku posiadania dokumentacji masy i wyważenia proponują w planie monitorowania odpowiednią metodykę wyznaczania masy ładunku i poczty, nie uwzględniając tary w postaci wszystkich palet i pojemników niestanowiących ładunku handlowego, a także ciężaru roboczego.

4. Operator statku powietrznego wyznacza masę pasażerów, stosując jeden z następujących poziomów dokładności:

Wybrany poziom dokładności ma jednak zastosowanie do wszystkich lotów w monitorowanych latach, których dotyczą wnioski zgodne z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE.

ROZDZIAŁ V

ZARZĄDZANIE DANYMI I ICH KONTROLA

Artykuł 57

Działania w zakresie przepływu danych

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustala, dokumentuje, wdraża i utrzymuje pisemne procedury dotyczące działań w zakresie przepływu danych w odniesieniu do monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz zapewnia, aby roczny raport na temat wielkości emisji, przygotowany w ramach działań w zakresie przepływu danych, nie zawierał nieprawidłowości oraz aby był zgodny z planem monitorowania, wspomnianymi pisemnymi procedurami i niniejszym rozporządzeniem.

Jeśli operator statku powietrznego zamierza ubiegać się o nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji zgodnie z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE, akapit pierwszy ma zastosowanie również do monitorowania i raportowania w zakresie danych dotyczących tonokilometrów.

2. Opisy pisemnych procedur odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych zawarte w planie monitorowania obejmują co najmniej następujące elementy:

Artykuł 58

System kontroli

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustala, dokumentuje, wdraża i utrzymuje skuteczny system kontroli w celu zapewnienia, aby roczny raport na temat wielkości emisji oraz, w stosownych przypadkach, raport dotyczący tonokilometrów, przygotowany w ramach działań w zakresie przepływu danych, nie zawierał nieprawidłowości oraz aby był zgodny z planem monitorowania i niniejszym rozporządzeniem.

2. System kontroli, o którym mowa w ust. 1, obejmuje następujące elementy:

3. Pisemne procedury odnoszące się do działań kontrolnych, o których mowa w ust. 2 lit. b), obejmują co najmniej:

4. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego monitoruje skuteczność systemu kontroli, w tym przeprowadzając wewnętrzne przeglądy i uwzględniając ustalenia poczynione przez weryfikatora podczas weryfikacji rocznych raportów na temat wielkości emisji oraz, w stosownych przypadkach, raportów dotyczących tonokilometrów, prowadzonej na mocy rozporządzenia (UE) nr 600/2012.

Każdorazowo, gdy stwierdza się nieskuteczność systemu kontroli lub jego niewspółmierność do zidentyfikowanego ryzyka, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego podejmuje działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i aktualizuje plan monitorowania bądź bazowe procedury pisemne odnoszące się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.

Artykuł 59

Zapewnianie jakości

1. Do celów art. 58 ust. 3 lit. a) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia regularną kalibrację, regulację i kontrolę wszystkich odpowiednich urządzeń pomiarowych przed ich użyciem oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są dostępne, zgodnie z wymaganiami niniejszego rozporządzenia i proporcjonalnie do ryzyka zidentyfikowanego.

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

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

2. W odniesieniu do systemów ciągłych pomiarów emisji prowadzący instalację stosuje środki zapewniania jakości zgodne z normą „Zapewnienie jakości zautomatyzowanych systemów pomiarowych” (EN 14181), w tym równoległe pomiary metodami referencyjnymi prowadzone co najmniej raz w roku przez pracowników posiadających odpowiednie kompetencje.

Jeśli takie środki zapewniania jakości wymagają dopuszczalnych poziomów emisji jako niezbędnych parametrów podstawy kalibracji i kontroli wydajności, zamiast takich dopuszczalnych poziomów emisji jako wartość zastępczą stosuje się średnie roczne stężenie godzinowe danego gazu cieplarnianego. Jeśli prowadzący instalację stwierdza brak zgodności z wymogami w zakresie zapewniania jakości, w tym konieczność ponownej kalibracji, zgłasza tę okoliczność właściwemu organowi i bezzwłocznie podejmuje działanie naprawcze.

Artykuł 60

Zapewnianie jakości technologii informacyjnych

Do celów art. 58 ust. 3 lit. b) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia, aby systemy informatyczne były zaprojektowane, udokumentowane, zbadane, wdrożone, kontrolowane i utrzymywane w sposób zapewniający rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, odpowiednio do ryzyka zidentyfikowanego zgodnie z art. 58 ust. 2 lit. a).

Kontrola systemów informatycznych obejmuje kontrolę dostępu, kontrolę sporządzania kopii zapasowych, odzyskiwanie danych, planowanie ciągłości oraz zabezpieczenia.

Artykuł 61

Podział obowiązków

Do celów art. 58 ust. 3 lit. c) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wyznacza osoby odpowiedzialne za wszystkie działania w zakresie przepływu danych oraz za wszystkie działania kontrolne w sposób zapewniający rozdział sprzecznych ze sobą obowiązków. Przy braku innych działań kontrolnych zapewnia w odniesieniu do wszystkich działań w zakresie przepływu danych, w przypadku których zidentyfikowano ryzyko nieodłączne, że wszystkie istotne informacje i dane potwierdza co najmniej jedna osoba, która nie brała udziału w ustalaniu i rejestrowaniu takich informacji lub danych.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zarządza kompetencjami niezbędnymi w przypadku odnośnych obowiązków, w tym właściwym przydziałem obowiązków, szkoleniem i przeglądami wyników.

Artykuł 62

Wewnętrzne przeglądy i walidacja danych

1. Do celów art. 58 ust. 3 lit. d) i biorąc pod uwagę ryzyko nieodłączne i ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowane w ramach oceny ryzyka, o której mowa w art. 58 ust. 2 lit. a), prowadzący instalację lub operator statku powietrznego dokonuje przeglądu i walidacji danych uzyskanych w ramach działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 57.

Taki przegląd i walidacja danych obejmują co najmniej:

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego w miarę możliwości zapewniają, aby kryteria odrzucania danych w ramach przeglądu i walidacji były znane z wyprzedzeniem. W tym celu kryteria odrzucania danych ustanawia się w dokumentacji odpowiednich pisemnych procedur.

Artykuł 63

Korekty i działania naprawcze

1. W przypadku stwierdzenia, że jakikolwiek element działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 57, lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 58, nie funkcjonuje skutecznie lub funkcjonuje poza granicami ustalonymi w dokumentacji procedur odnoszących się do takich działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego dokonuje odpowiednich korekt i koryguje odrzucone dane w celu uniknięcia niedoszacowania wielkości emisji.

2. Do celów ust. 1 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykonuje co najmniej wszystkie następujące czynności:

3. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przeprowadza korekty i działania naprawcze na mocy ust. 1 niniejszego artykułu w sposób uwzględniający ryzyko nieodłączne i ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowane w ramach oceny ryzyka, o której mowa w art. 58.

Artykuł 64

Procesy zlecane na zewnątrz

W przypadku zlecenia na zewnątrz jednego lub większej liczby działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 57 lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 58, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykonuje wszystkie następujące czynności:

Artykuł 65

Podejście do luk w danych

1. Jeśli brakuje danych istotnych dla wyznaczenia wielkości emisji z instalacji, prowadzący instalację stosuje odpowiednią metodę szacowania w celu określenia mających zachowawczy charakter danych zastępujących dane z odnośnego okresu i dotyczących brakującego parametru.

Jeśli prowadzący instalację nie określił metody szacowania w pisemnej procedurze, ustanawia taką pisemną procedurę i przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia odpowiednią zmianę planu monitorowania zgodnie z art. 15.

2. Jeśli brakuje danych istotnych dla wyznaczenia wielkości emisji operatora statku powietrznego z jednego lub większej liczby lotów, taki operator wykorzystuje dane zastępujące dane z odnośnego okresu obliczone alternatywną metodą zdefiniowaną w planie monitorowania.

W przypadku niemożności ustalenia danych zastępujących zgodnie z akapitem pierwszym niniejszego ustępu operator statku powietrznego może oszacować emisje z takiego lotu lub lotów na podstawie zużycia paliwa, wyznaczonego za pomocą narzędzia, o którym mowa w art. 54 ust. 2.

Artykuł 66

Zapisy i dokumentacja

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przechowuje zapisy wszystkich istotnych danych i informacji, w tym informacji wyszczególnionych w załączniku IX, przez co najmniej 10 lat.

Udokumentowane i zarchiwizowane dane z monitorowania umożliwiają weryfikację rocznego raportu na temat wielkości emisji lub danych dotyczących tonokilometrów zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012. Dane zgłoszone przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zawarte w elektronicznym systemie zgłaszania danych i zarządzania nimi, ustanowionym przez właściwy organ, można uznać za przechowywane przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, jeśli może on uzyskać dostęp do takich danych.

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia, aby odpowiednie dokumenty były dostępne wtedy, kiedy są potrzebne i tam, gdzie są potrzebne do przeprowadzenia działań w zakresie przepływu danych oraz działań kontrolnych.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego na żądanie udostępnia takie dokumenty właściwemu organowi, a także weryfikatorowi weryfikującemu raport na temat wielkości emisji lub raport dotyczący tonokilometrów zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012.

ROZDZIAŁ VI

WYMOGI DOTYCZĄCE RAPORTOWANIA

Artykuł 67

Terminy i obowiązki dotyczące raportowania

1. Do dnia 31 marca każdego roku prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi raport na temat wielkości emisji, przedstawiający roczną wielkość emisji w okresie sprawozdawczym i zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012.

Właściwe organy mogą jednak wymagać od prowadzących instalacje lub operatorów statków powietrznych przedłożenia zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji wcześniej niż do dnia 31 marca, ale nie wcześniej niż do dnia 28 lutego.

2. Jeśli operator statku powietrznego postanowi ubiegać się o nieodpłatne przyznanie przydziałów na emisje zgodnie z art. 3e lub 3f dyrektywy 2003/87/WE, do dnia 31 marca roku następującego po monitorowanym roku, o którym mowa w art. 3e lub 3f wspomnianej dyrektywy taki operator przedkłada właściwemu organowi raport dotyczący tonokilometrów odnoszący się do monitorowanego roku i zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012.

3. Roczne raporty na temat wielkości emisji oraz raporty dotyczące tonokilometrów zawierają co najmniej informacje wyszczególnione w załączniku X.

Artykuł 68

Siła wyższa

1. Jeśli operator statku powietrznego nie jest w stanie przedstawić właściwemu organowi zweryfikowanych danych dotyczących tonokilometrów w odpowiednim terminie zgodnie z art. 3e ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE ze względu na poważne i niemożliwe do przewidzenia okoliczności będące poza jego kontrolą, taki operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi, do celów wspomnianego przepisu, najdokładniejsze dane dotyczące tonokilometrów, które może udostępnić w odnośnych okolicznościach, w tym dane oparte, w razie konieczności, na wiarygodnych oszacowaniach.

2. W przypadku spełnienia warunków określonych w ust. 1, do celów wniosku, o którym mowa w art. 3e ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE i zgodnie z ust. 2 wspomnianego artykułu, państwo członkowskie przedkłada Komisji otrzymane dane dotyczące odnośnego operatora statku powietrznego wraz z wyjaśnieniem okoliczności, które doprowadziły do braku raportu zweryfikowanego zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012.

Komisja i państwa członkowskie wykorzystują takie dane do celów art. 3e ust. 3 i 4 dyrektywy 2003/87/WE.

3. Jeśli państwo członkowskie przedkłada Komisji otrzymane dane dotyczące operatora statku powietrznego na mocy ust. 2 niniejszego artykułu, odnośny operator statku powietrznego zapewnia weryfikację przedłożonych danych dotyczących tonokilometrów zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 600/2012 w najwcześniejszym możliwym terminie oraz, w każdym razie, po ustąpieniu okoliczności, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu.

Operator statku powietrznego niezwłocznie przedkłada zweryfikowane dane właściwemu organowi.

Odnośny właściwy organ ogranicza i publikuje zmieniony nieodpłatny przydział emisji dla operatora statku powietrznego na mocy art. 3e ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE, stosownie do sytuacji. Odnośnego przydziału nie zwiększa się. W stosownych przypadkach operator statku powietrznego zwraca wszelkie nadmierne uprawnienia do emisji uzyskane na mocy art. 3e ust. 5 wspomnianej dyrektywy.

4. Właściwy organ podejmuje skuteczne środki w celu zapewnienia, aby operator statku powietrznego wywiązywał się ze swoich obowiązków na mocy ust. 3.

Artykuł 69

Raportowanie w zakresie udoskonaleń w metodyce monitorowania

1. Każdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego regularnie sprawdza, czy stosowana metodyka monitorowania może zostać udoskonalona.

Prowadzący instalację przedstawia do zatwierdzenia właściwemu organowi raport zawierający informacje, o których mowa w ust. 2 lub 3, stosownie do sytuacji, w następujących terminach:

w przypadku instalacji kategorii A, do dnia 30 czerwca co cztery lata;

w przypadku instalacji kategorii B, do dnia 30 czerwca co dwa lata;

w przypadku instalacji kategorii C, do dnia 30 czerwca każdego roku.

Właściwy organ może jednak określić alternatywny termin składania raportu, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku.

2. Jeśli prowadzący instalację nie stosuje co najmniej poziomów dokładności wymaganych na mocy art. 26 ust. 1 akapit pierwszy oraz art. 41 ust. 1, przedstawia on uzasadnienie, w którym wykazuje, że zastosowanie wymaganych poziomów dokładności nie byłoby technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych dla osiągnięcia takich poziomów dokładności stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację zgłasza właściwemu organowi odpowiednie zmiany planu monitorowania zgodnie z art. 15 oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram wdrożenia.

3. Jeśli prowadzący instalacj