natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Stoichiometric ratios referred to in Annex VI, section 2, Table 3 shall be used to convert composition data into emission factors assuming that all of the relevant metal oxides have been derived from respective carbonates.
Liitteessä VI olevan 2 osan taulukossa 3 tarkoitettuja stoikiometrisiä suhdelukuja on käytettävä muunnettaessa koostumustietoja päästökertoimiksi olettaen, että kaikki relevantit metallioksidit ovat peräisin vastaavista karbonaateista.
Tiers for the conversion factor using Method B
Menetelmän B mukaisen muuntokertoimen määrittämistasot
Tier 2 The amount of non-carbonate compounds of the relevant metals in the raw materials, including return dust or fly ash or other already calcined materials, shall be reflected by means of conversion factors with a value between 0 and 1 with a value of 1 corresponding to a full conversion of raw material carbonates into oxides.
Määrittämistaso 2 Raaka-aineissa olevien muiden kuin karbonaatista peräisin olevien relevanttien metalliyhdisteiden, kuten prosessista palaavan pölyn tai lentotuhkan tai muiden jo kalsinoitujen materiaalien, määrä ilmenee muuntokertoimista, joiden arvo on nollan ja yhden välillä. Muuntokertoimen arvo yksi vastaa sitä, että raaka-aineen karbonaatit ovat muuntuneet täydellisesti oksideiksi.
The additional determination of relevant chemical parameters of the process inputs shall be carried out in accordance with Articles 32 to 35.
Prosessien syöttöaineiden muut relevantit kemialliset muuttujat on määritettävä 32–35 artiklan mukaisesti.
For monitoring emissions from catalytic cracker regeneration (other catalyst regeneration and flexi-cokers) in mineral oil refineries, the required uncertainty is related to the total uncertainty of all emissions from that source.
Öljynjalostamoissa katalyyttisen krakkauksen regeneroinnista (muusta katalyytin regeneroinnista ja flexi-cokereista) peräisin olevia päästöjä tarkkailtaessa vaadittu epävarmuus liittyy kyseisen lähteen kaikkien päästöjen kokonaisepävarmuuteen.
Amount [t] of CKD or bypass dust (where relevant) leaving the kiln system over a reporting period estimated using industry best practice guidelines.
Polttouunijärjestelmästä raportointikaudella vapautuvan sementtiuunipölyn tai tuuletuspölyn määrä [t] arvioidaan (tarvittaessa) toimialan parhaita käytäntöjä koskevien ohjeiden mukaisesti.
Monitoring methodologies for aviation (Article 52 and Article 56)
Ilmailualan tarkkailumenetelmät (52 artikla ja 56 artikla)
Calculation methodologies for the determination of GHGs in the aviation sector
Laskentamenetelmät ilmailualan kasvihuonekaasujen määrittämiseksi
Method A
B.1 Menetelmä A
The operator shall use the following formula:
Toiminnanharjoittajan on käytettävä seuraavaa kaavaa:
Actual fuel consumption for each flight [t] = Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for the flight is complete [t] – Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for subsequent flight is complete [t] + Fuel uplift for that subsequent flight [t]
kunkin lennon todellinen polttoaineen kulutus [t] = ilma-aluksen polttoainetankeissa olevan polttoaineen määrä, kun ilma-alus on tankattu lentoa varten [t] – ilma-aluksen polttoainetankeissa olevan polttoaineen määrä, kun ilma-alus on tankattu seuraavaa lentoa varten [t] + tätä seuraavaa lentoa varten tankattu polttoaineen määrä [t].
Where there is no fuel uplift for the flight or subsequent flight, the amount of fuel contained in aircraft tanks shall be determined at block-off for the flight or subsequent flight.
Jos ilma-alusta ei tankata kyseessä olevaa lentoa tai seuraavaa lentoa varten, ilma-aluksen tankeissa olevan polttoaineen määrä määritetään kyseisen lennon tai seuraavan lennon lähdön yhteydessä.
In the exceptional case that an aircraft performs activities other than a flight, including undergoing major maintenance involving the emptying of the tanks, after the flight for which fuel consumption is being monitored, the aircraft operator may substitute the quantity ‘Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for subsequent flight is complete + Fuel uplift for that subsequent flight’ with the ‘Amount of fuel remaining in tanks at the start of the subsequent activity of the aircraft’, as recorded by technical logs.
Sellaisissa poikkeuksellisissa tapauksissa, joissa ilma-aluksella suoritetaan muita toimintoja kuin lento, kuten merkittäviä huoltotoimia, joihin liittyy tankkien tyhjentäminen, sellaisen lennon jälkeen, jonka polttoaineenkulutusta tarkkaillaan, ilma-aluksen käyttäjä voi korvata määrän ”ilma-aluksen polttoainetankeissa olevan polttoaineen määrä, kun ilma-alus on tankattu seuraavaa lentoa varten + tätä seuraavaa lentoa varten tankattu polttoaineen määrä” määrällä ”tankeissa olevan polttoaineen määrä seuraavan ilma-aluksella suoritettavan toiminnon alussa”, kuten tekniseen matkapäiväkirjaan on kirjattu.
Method B
B.2 Menetelmä B
Actual fuel consumption for each flight [t] = Amount of fuel remaining in aircraft tanks at block-on at the end of the previous flight [t] + Fuel uplift for the flight [t] - Amount of fuel contained in tanks at block-on at the end of the flight [t]
kutakin lentoa koskeva todellinen polttoaineen kulutus [t] = ilma-aluksen tankeissa edellisen lennon päättyessä olevan polttoaineen määrä [t] + lentoa varten tankatun polttoaineen määrä [t] – ilma-aluksen tankissa olevan polttoaineen määrä [t] lennon päätyttyä.
Where an aircraft does not perform a flight previous to the flight for which fuel consumption is being monitored, the aircraft operator may substitute the quantity ‘Amount of fuel remaining in aircraft tanks at block-on at the end of the previous flight’ with the ‘Amount of fuel remaining in aircraft tanks at the end of the previous activity of the aircraft’, as recorded by technical logs.
Jos ilma-alus ei suorita lentoa ennen sitä lentoa, jonka polttoaineen kulutusta tarkkaillaan, ilma-aluksen käyttäjä voi korvata määrän ”Ilma-aluksen tankeissa edellisen lennon päättyessä olevan polttoaineen määrä” määrällä ”Ilma-aluksen tankeissa olevan polttoaineen määrä ilma-aluksen edellisen toiminnon päättyessä”, kuten tekniseen matkapäiväkirjaan on kirjattu.
Tier levels for fuel consumption
Polttoaineen kulutuksen määrittämistasot
Tier levels for activity data for aviation emissions
Ilmailualan päästöjen toimintotietojen määrittämistasot
Tier level
Määrittämistaso
Maximum uncertainty regarding the overall amount of fuel in tonnes consumed by an aircraft operator over the reporting period
Ilma-aluksen käyttäjän raportointikauden aikana kuluttaman polttoaineen kokonaistonnimäärään liittyvä suurin epävarmuus
Emission factors for standard fuels
Peruspolttoaineiden päästökertoimet
Aviation fuel CO2 emission factors
Ilmailun polttoaineen CO2-päästökertoimet
Emission factor (t CO2/t fuel)
Päästökerroin (t CO2 / t polttoainetta)
Jet kerosene (Jet A1 or Jet A)
Lentopetroli (Jet A1 tai Jet A)
Calculation of Great Circle Distance
Isoympyräreitin laskeminen
The Great Circle Distance shall be the shortest distance between any two points on the surface of the Earth, which shall be approximated using the system referred to in Article 3.7.1.1 of Annex 15 to the Chicago Convention (WGS 84).
Isoympyräreitin on oltava kahden pisteen välinen lyhyin mahdollinen etäisyys maan pinnalla, ja sen likiarvo päätellään käyttäen Chicagon yleissopimuksen (WGS 84) liitteessä 15 olevan 3 artiklan 7 kappaleen 1 kohdan 1 alakohdassa tarkoitettua järjestelmää.
The latitude and longitude of aerodromes shall be taken either from aerodrome location data published in Aeronautical Information Publications (AIP) in compliance with Annex 15 to the Chicago Convention or from a source using AIP data.
Lentopaikkojen leveys- ja pituusasteet saadaan joko Chicagon yleissopimuksen liitteen 15 mukaisesti ilmailuasiakirjoissa (Aeronautical Information Publications, AIP) julkaistuista lentopaikkojen sijaintitiedoista tai näitä sijaintitietoja käyttävistä lähteistä.
Distances calculated by software or by a third party may also be used, provided that the calculation methodology is based on the formula set out in this section, AIP data and WGS 84 requirements.
Tietokoneohjelmalla tai kolmannen osapuolen toimesta laskettuja etäisyystietoja voidaan myös käyttää edellyttäen, että laskentamenetelmä perustuu tässä kohdassa esitettyyn laskentakaavaan, ilmailuasiakirjojen tietoihin ja WGS 84:n vaatimuksiin.
Activity-specific monitoring methodologies related to installations (Article 20(2))
Laitoksiin liittyvät toimintokohtaiset tarkkailumenetelmät (20 artiklan 2 kohta)
Specific monitoring rules for emissions from combustion processes
Polttoprosesseista peräisin olevien päästöjen tarkkailua koskevat erityiset säännöt
A. Scope
Soveltamisala
Operators shall monitor CO2 emissions from all types of combustion processes taking place under all activities as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC or included in the Union Scheme under Article 24 of that Directive including the related scrubbing processes using the rules laid down in this Annex.
Toiminnanharjoittajien on tarkkailtava hiilidioksidipäästöjä, jotka ovat peräisin kaikista sellaisista polttoprosesseista, jotka ovat osa direktiivin 2003/87/EY liitteessä I lueteltuja tai kyseisen direktiivin 24 artiklan nojalla unionin järjestelmään sisällytettyjä toimintoja, puhdistusprosessit mukaan lukien, käyttäen tässä liitteessä vahvistettuja sääntöjä.
Any emissions from fuels used as process input shall be treated like combustion emissions with regard to monitoring and reporting methodologies, without prejudice to other classifications applied to emissions.
Kaikkia prosessin syöttöaineina käytetyistä polttoaineista peräisin olevia päästöjä on käsiteltävä tarkkailu- ja raportointimenetelmissä kuten poltosta aiheutuvia päästöjä, sanotun rajoittamatta päästöjen muita luokituksia.
The operator shall not monitor and report emissions from internal combustion engines for transportation purposes.
Toiminnanharjoittaja ei tarkkaile eikä raportoi kuljetusvälineiden polttomoottoreiden päästöjä.
The operator shall assign all emissions from the combustion of fuels at the installation to the installation, regardless of exports of heat or electricity to other installations.
Toiminnanharjoittajan on luettava kaikki polttoaineiden poltosta laitoksessa peräisin olevat kasvihuonekaasujen päästöt kuuluviksi kyseiselle laitokselle riippumatta siitä, siirretäänkö sen tuottamaa lämpöä tai sähköä muille laitoksille.
The operator shall not assign emissions associated with the production of heat or electricity that is imported from other installations to the importing installation.
Toiminnanharjoittaja ei lue päästöjä, jotka liittyvät muista laitoksista siirretyn lämmön tai sähkön tuotantoon, kuuluviksi vastaanottavan laitoksen päästöihin.
The operator shall include at least the following emission sources: boilers, burners, turbines, heaters, furnaces, incinerators, kilns, ovens, dryers, engines, flares, scrubbers (process emissions) and any other equipment or machinery that uses fuel, excluding equipment or machinery with combustion engines that are used for transportation purposes.
Toiminnanharjoittajan on otettava huomioon vähintään seuraavat päästölähteet: kattilat, polttimet, turbiinit, kuumentimet, teollisuusuunit, polttouunit, hehkutusuunit, uunit, kuivaimet, moottorit, soihdut, pesurit (prosessipäästöt) ja kaikki muut polttoainetta käyttävät laitteet ja koneet, lukuun ottamatta polttomoottorikäyttöisiä kuljetuksiin tarkoitettuja laitteita tai koneita.
B. Specific monitoring rules
Tarkkailua koskevat erityiset säännöt
The emissions from combustion processes shall be calculated in accordance with Article 24(1), unless the fuels are included in a mass balance in accordance with Article 25.
Polttoprosesseista aiheutuvat päästöt lasketaan 24 artiklan 1 kohdan mukaisesti, paitsi jos polttoaineet sisällytetään massataseeseen 25 artiklan mukaisesti.
The tiers defined in section 2 of Annex II shall apply.
Tässä yhteydessä on sovellettava liitteessä II olevassa 2 osassa määritettyjä määrittämiskertoimia.
In addition, process emissions from flue gas scrubbing shall be monitored using the provisions laid down in subsection C.
Lisäksi savukaasun puhdistuksesta aiheutuvia prosessipäästöjä tarkkaillaan kohdassa C vahvistettujen säännösten mukaisesti.
For emissions from flares special requirements shall apply, as laid down in subsection D of this section.
Soihdutusten päästöihin sovelletaan erityisvaatimuksia, jotka vahvistetaan tämän osan kohdassa D.
Combustion processes taking place in gas processing terminals may be monitored using a mass balance in accordance with Article 25.
Kaasunkäsittelyterminaaleissa tapahtuvia polttoprosesseja voidaan tarkkailla käyttäen massatasetta 25 artiklan mukaisesti.
C. Flue gas scrubbing
Savukaasun puhdistus
Process CO2 emissions from the use of carbonate for acid gas scrubbing from the flue gas stream shall be calculated in accordance with Article 24(2) on the basis of carbonate consumed, Method A as follows, or gypsum produced, Method B as follows.
Hiilidioksidin prosessipäästöt, jotka ovat peräisin karbonaatin käytöstä savukaasujen happamien kaasujen poistossa, lasketaan 24 artiklan 2 kohdan mukaisesti kulutetun karbonaatin (jäljempänä ’menetelmä A’) tai tuotetun kipsin (jäljempänä ’menetelmä B’) perusteella.
Tier 1 The emission factor shall be determined from stoichiometric ratios as laid down in section 2 of Annex VI.
Määrittämistaso 1 Päästökerroin on määritettävä stoikiometrisistä suhdeluvuista, jotka vahvistetaan liitteessä VI olevassa 2 osassa.
The determination of the amount of CaCO3 and MgCO3 in the relevant input material shall be carried out using best industry practice guidelines.
CaCO3:n ja MgCO3:n määrä asiaankuuluvassa syöttömateriaalissa on laskettava noudattaen toimialan parhaita käytäntöjä koskevia ohjeita.
Tier 1 The emission factor shall be the stoichiometric ratio of dry gypsum (CaSO4 × 2H2O) to CO2 emitted: 0,2558 t CO2/t gypsum.
Määrittämistaso 1 Päästökerroin on kuivan kipsin (CaSO4.2H2O) ja hiilidioksidipäästön stoikiometrinen suhdeluku: 0,2558 t CO2 / t kipsiä.
D. Flares
Soihdutukset
When calculating emissions from flares the operator shall include routine flaring and operational flaring (trips, start-up and shutdown as well as emergency relieves).
Soihdutuspäästöjä laskiessaan toiminnanharjoittajan on otettava huomioon tavanomaisen soihdutuksen ja operatiivisen soihdutuksen (tilannesoihdutuksen, käynnistämisen ja pysäyttämisen sekä häiriöpäästöt).
The operator shall also include inherent CO2 in accordance with Article 48.
Toiminnanharjoittajan on myös sisällytettävä polttoaineeseen sisältyvä hiilidioksidi 48 artiklan mukaisesti.
By way of derogation from section 2.1 of Annex II, tiers 1 and 2b for the emission factor shall be defined as follows:
Liitteessä II olevasta 2.1 osasta poiketen päästökertoimen määrittämistasot 1 ja 2 b määritetään seuraavasti:
Tier 1 The operator shall use a reference emission factor of 0,00393 t CO2/Nm3 derived from the combustion of pure ethane used as a conservative proxy for flare gases.
Määrittämistaso 1 Toiminnanharjoittajan on käytettävä soihdutuskaasujen osalta konservatiivisena arviona puhtaan etaanin polttamisesta saatua oletuspäästökerrointa 0,00393 t CO2/Nm3.
Tier 2b Installation-specific emission factors shall be derived from an estimate of the molecular weight of the flare stream, using process modelling based on industry standard models.
Määrittämistaso 2 Laitoskohtaiset päästökertoimet on johdettava soihdutusvirran molekyylipainon arviosta käyttäen teollisuuden standardimalleihin perustuvaa prosessimallintamista.
By considering the relative proportions and the molecular weights of each of the contributing streams, a weighted annual average figure shall be derived for the molecular weight of the flare gas.
Soihdutetun kaasun molekyylipainon painotettu vuosittainen keskiarvo on johdettava ottamalla huomioon kunkin kyseeseen tulevan virran suhteellinen osuus ja molekyylipaino.
By way of derogation from section 2.3 of Annex II, only tiers 1 and 2 shall be applied for the oxidation factor in the case of flares.
Liitteessä II olevasta 2.3 osasta poiketen soihdutusten osalta on sovellettava ainoastaan hapetuskertoimen määrittämistasoja 1 ja 2.
Refining of Mineral Oil as Listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivin 2003/87/EY liitteessä I tarkoitetut öljynjalostamot
The operator shall monitor and report all CO2 emissions from combustion and production processes as occurring in refineries.
Toiminnanharjoittajan on tarkkailtava kaikkia öljynjalostamoissa tapahtuvia poltto- ja tuotantoprosessien hiilidioksidipäästöjä ja raportoiva niistä.
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: boilers, process heaters/treaters, internal combustion engines/turbines, catalytic and thermal oxidisers, coke calcining kilns, firewater pumps, emergency/standby generators, flares, incinerators, crackers, hydrogen production units, Claus process units, catalyst regeneration (from catalytic cracking and other catalytic processes) and cokers (flexi-coking, delayed coking).
Toiminnanharjoittajan on otettava huomioon vähintään seuraavat potentiaaliset hiilidioksidipäästöjen lähteet: kattilat, prosessikuumentimet/-käsittelyuunit, polttomoottorit/turbiinit, katalyyttiset ja termiset hapettimet, koksinpasutusuunit, palonsammutusvesipumput, hätä-/varageneraattorit, soihdut, polttouunit, krakkaamot, vedyntuotantoyksiköt, Claus-prosessiyksiköt, katalyytin regenerointi (katalyyttisestä krakkauksesta ja muista katalyyteista) ja koksaamot (flexi-coker, hidastettu koksaus).
The monitoring of mineral oil refining activities shall be carried out in accordance with section 1 of this Annex for combustion emissions including flue gas scrubbing.
Öljynjalostamojen toimintojen, myös savukaasun puhdistuksen, polttoprosessien päästöjä on tarkkailtava tämän liitteen 1 osan mukaisesti.
The operator may choose to use the mass balance methodology in accordance with Article 25 for the whole refinery or individual process units such as heavy oil gasification or calcinations plants.
Toiminnanharjoittaja voi päättää käyttää 25 artiklan mukaisesti massatasemenetelmää koko jalostamon tai yksittäisten prosessiyksikköjen, kuten raskasöljyn kaasutuslaitosten tai kalsinointilaitosten, osalta.
Where combinations of standard methodology and mass balance are used, the operator shall provide evidence to the competent authority demonstrating the completeness of emissions covered, and that no double counting of emissions occurs.
Vakiolaskentamenetelmän ja massatasemenetelmän yhdistelmää käytettäessä toiminnanharjoittajan on toimitettava toimivaltaiselle viranomaiselle näyttö päästöjen täydellisestä kattavuudesta ja siitä, ettei päästöjä ole laskettu kahteen kertaan.
By way of derogation from Article 24 and 25, emissions from catalytic cracker regeneration, other catalyst regeneration and flexi-cokers shall be monitored using a mass balance, taking into account the state of the input air and the flue gas.
Edellä 24 ja 25 artiklasta poiketen katalyyttisen krakkauksen regeneroinnista, muusta katalyytin regeneroinnista ja flexi-cokereista aiheutuvia päästöjä on tarkkailtava massatasemenetelmällä ottaen huomioon tuloilman ja savukaasun tila.
All CO in the flue gas shall be accounted for as CO2, applying the mass relation: t CO2 = t CO * 1,571.
Kaikki savukaasussa oleva hiilimonoksidi (CO) lasketaan hiilidioksidiksi (CO2) soveltaen massasuhdetta t CO2 = t CO × 1,571.
The analysis of input air and flue gases and the choice of tiers shall be in accordance with the provisions of Articles 32 to 35.
Tuloilman ja savukaasujen analyysi ja määrittämistason valinta on suoritettava 32–35 artiklan mukaisesti.
The specific calculation methodology shall be approved by the competent authority.
Toimivaltaisen viranomaisen on hyväksyttävä erityinen laskentamenetelmä.
By way of derogation from Article 24, emissions from hydrogen production shall be calculated as activity data (expressed as tonnes of hydrocarbon feed) multiplied by the emission factor (expressed as t CO2/t feed).
Edellä 24 artiklasta poiketen vedyntuotannosta peräisin olevat päästöt on laskettava kertomalla toimintotiedot (jotka ilmaistaan tonneina syötettyä hiilivetyä) päästökertoimella (joka ilmaistaan muodossa t CO2/t syötettä).
The following tiers are defined for the emission factor:
Päästökertoimelle määritetään seuraavat määrittämistasot:
Tier 1 The operator shall use a reference value of 2,9 t CO2 per tonne feed processed, conservatively based on ethane.
Määrittämistaso 1 Toiminnanharjoittajan on käytettävä etaaniin perustuvana konservatiivisena viitearvona 2,9 t CO2 / t prosessoitua syöttöainetta.
Tier 2 The operator shall use an activity-specific emission factor calculated from the carbon content of the feed gas determined in accordance with Articles 32 to 35.
Määrittämistaso 2 Toiminnanharjoittajan on käytettävä toimintokohtaista päästökerrointa, joka lasketaan syöttökaasun hiilipitoisuudesta 32–35 artiklan mukaisesti.
Production of coke as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivin 2003/87/EY liitteessä I tarkoitetut koksaamot
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: raw materials (including coal or petroleum coke), conventional fuels (including natural gas), process gases (including blast furnace gas — BFG), other fuels and waste gas scrubbing.
Toiminnanharjoittajan on otettava huomioon vähintään seuraavat potentiaaliset hiilidioksidipäästöjen lähteet: raaka-aineet (mukaan lukien hiili tai öljykoksi (petroleum coke)), tavanomaiset polttoaineet (mukaan lukien maakaasu), prosessikaasut (mukaan lukien masuunikaasu), muut polttoaineet sekä jätekaasun puhdistus.
For the monitoring of emissions from the production of coke, the operator may choose to use a mass balance in accordance with Article 25 and section 3 of Annex II, or the standard methodology in accordance with Article 24 and sections 2 and 4 of Annex II.
Toiminnanharjoittaja voi päättää käyttää koksin tuotannosta peräisin olevien päästöjen tarkkailuun massatasemenetelmää 25 artiklan ja liitteessä II olevan 3 osan mukaisesti tai vakiolaskentamenetelmää 24 artiklan ja liitteessä II olevien 2 ja 4 osien mukaisesti.
Metal ore roasting and sintering as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivin 2003/87/EY liitteessä I tarkoitetut metallimalmien pasutus- tai sintrauslaitokset
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: raw materials (calcination of limestone, dolomite and carbonatic iron ores, including FeCO3), conventional fuels (including natural gas and coke/coke breeze), process gases (including coke oven gas — COG, and blast furnace gas — BFG), process residues used as input material including filtered dust from the sintering plant, the converter and the blast furnace, other fuels and flue gas scrubbing.
Toiminnanharjoittajan otettava huomioon ainakin seuraavat potentiaaliset hiilidioksidipäästöjen lähteet: raaka-aineet (kalkkikiven, dolomiitin ja karbonaattisten rautamalmien, mukaan lukien FeCO3:n kalsinointi), tavanomaiset polttoaineet (mukaan lukien maakaasu ja koksi/koksimurske), prosessikaasut (mukaan lukien koksaamokaasu ja masuunikaasu), prosessijäämät, joita käytetään syöttöaineina, mukaan lukien sintrauslaitoksen, konvertterin ja masuunin suodatettu pöly, muut polttoaineet ja savukaasun puhdistus.
For the monitoring of emissions from metal ore roasting, sintering or pelletisation, the operator may choose to use a mass balance in accordance with Article 25 and section 3 of Annex II or the standard methodology in accordance with Article 24 and sections 2 and 4 of Annex II.
Toiminnanharjoittaja voi päättää käyttää metallimalmin pasutuksesta, sintrauksesta tai pelletoinnista peräisin olevien päästöjen tarkkailuun massatasemenetelmää 25 artiklan ja liitteessä II olevan 3 osan mukaisesti tai vakiolaskentamenetelmää 24 artiklan ja liitteessä II olevan 2 ja 4 osan mukaisesti.
Production of pig iron and steel as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivin 2003/87/EY liitteessä I tarkoitetut raakarautaa tai terästä tuottavat laitokset