Overvågningsplan og udledningstilladelse

Lovgrundlag, som der refereres til i nedenstående introduktion til overvågningsplanen

• MR-forordningen (Monitorerings- og rapporteringsforordningen) for fjerde kvotehandelsperiode: KOMMISSIONENS GENNEMFØRELSESFORORDNING (EU) 2018/2066 af 19. december 2018 om overvågning og rapportering af drivhusgasemissioner i medfør af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/87/EF og om ændring af Kommissionens forordning (EU) nr. 601/2012
• Ændring af MR-forordningen for fjerde kvotehandelsperiode, hvor nogle ændringer gælder fra 01-01-2021 og andre gælder fra 01-01-2022: KOMMISSIONENS GENNEMFØRELSESFORORDNING (EU) 2020/2085 af 14. december 2020 om ændring og berigtigelse af gennemførelsesforordning (EU) 2018/2066 om overvågning og rapportering af drivhusgasemissioner i medfør af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/87/EF
• Konsolideret udgave af MR-forordningen for 2021: Den konsoliderede udgave er en læsevenlig sammenskrivning af MR-forordningen og senere ændringer. Denne version er gældende for udledninger i 2021 og erstattes af en ny konsolideret udgave fra 2022, hvor yderligere ændringer træder i kraft.
• MR-forordningen med registrerede ændringer: Denne version findes kun på engelsk. Versionen viser de ændringer i MR-forordningen, som gennemføres pr. 1. januar 2021 og pr. 1. januar 2022. Heri ses blandt andet bestemmelser om bionaturgas samt kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner.
• Sammenskrivning af MRR artikel 38 og 39 om biomasse: Artikel 38 og 39 indeholder bestemmelser om biomasse, bionaturgas og kriterier for bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner. Sammenskrivningen viser artiklerne, som de gælder i 2021, og som de gælder fra 2022 og frem. Der er tale om en uofficiel sammenskrivning af bestemmelserne i MR-forordningen (2018/2066) og ændringsforordningen til MR-forordningen (2020/2085). Sammenskrivningen skal udelukkende ses som et vejledningsdokument. Teksten har ingen retsvirkning, og ingen person eller institution påtager sig ansvar for, at indholdet er korrekt. Der må følgelig ikke træffes dispositioner i tillid til denne tekst.
• Kvotedirektivet: Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 2003/87/EF af 13. oktober 2003 om en ordning for handel med kvoter for drivhusgasemissioner i Fællesskabet og en ændring af Rådets direktiv 96/61/EF
• Vejledning til bilag I i kvotedirektivet: Bilaget definerer hvilke aktiviteter der er omfattet af kvoteordningen.
• For information og lovgivning vedrørende verifikation og akkreditering se undersiden Verifikation og akkreditering.
• For national lovgivning, herunder CO₂-kvoteloven og CO₂-kvotebekendtgørelsen, se Love og regler for CO₂-kvoteordningen
• VE II-direktivet: Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 af 11. december 2018 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder

Engelske vejledninger

Kommissionen har desuden udgivet en række vejledninger og værktøjer, der desværre kun findes på engelsk. Vejledningerne er ikke juridisk bindende. De vigtigste vejledninger er:

• Vejledning 1: Generel vejledning for stationære anlæg
• Værktøj til beregning af urimelige omkostninger
• Vejledning 3: Biomasse
• Vejledning 4: Usikkerhedsberegninger
• Vejledning 4a: Eksempel på usikkerhedsberegning for produktionsenhed med lave emissioner
• Vejledning 5: Prøvetagning og analyse
• Vejledning 5a: Eksempel på prøveudtagningsplan
• Vejledning 6: Dataflow og kontrol system
• Vejledning 6a: Eksempler på risikoanalyse og kontrolaktiviteter
• Tool for operator risk assessment
• Vejledning 7: Målingsbaseret metode
• Vejledning i konservative skøn

De nævnte forordninger og al tilhørende vejledningsmateriale kan findes på EU-kommissionens side om overvågning, rapportering og verifikation.

Kvotedirektivet og tilhørende vejledninger kan findes på EU-kommissionens overordnede side om EU ETS.

Overvågningsplanen danner grundlag for overvågning og rapportering af en produktionsenheds drivhusgasudledninger i EU´s kvotehandelssystem. Samtidig er den godkendte overvågningsplan en integreret del af driftsleders (virksomheden) udledningstilladelse. Det er blandt andet et vilkår for udledningstilladelsen, at overvågningsplanen lever op til bestemmelserne i MR-forordningen, herunder at den er korrekt opdateret.

Driftsleder indsender et udkast til overvågningsplan i det elektroniske indberetningssystem EDO (EnergiData Online). Energistyrelsen godkender overvågningsplanen, når den er udfyldt tilfredsstillende, og udsteder på den baggrund en udledningstilladelse. Driftsleder skal efterfølgende overvåge CO2-udledningen som beskrevet i overvågningsplanen.

Overvågningsplanens opbygning i EDO

Side 1 og 2 beskriver og afgrænser produktionsenheden. Her beskrives hvad der skal overvåges:

• Punkt 1(a) beskriver produktionsenheden og dens aktiviteter i ord.
• Punkt 1(b) giver mulighed for at uploade diagrammer og afgrænsning på kort.
• Punkt 1(c) oplister de anlæg, som er omfattet af udledningstilladelsen.
• Punkt 1(d) oplister de kvoteomfattede aktiviteter, som udføres på produktionsenheden.
• Punkt 2(a) viser en liste over kildestrømme og deres tilhørende kategorisering.
• Punkt 2(b) viser produktionsenhedens kategorisering.

Side 3 og 4 beskriver den valgte overvågningsmetode. Her beskrives hvordan udledningen overvåges:

• Punkt 3(a) beskriver overvågningsmetoden i ord og eventuelt formler.
• Punkt 3(b) oplister de relevante måleinstrumenter.
• Punkt 3(c) til 3(f) beskriver analysemetoder, hvis relevant.
• Punkt 3(g) beskriver metoder til opgørelse af lagerbeholdning.
• Punkt 3(h) beskriver metoder til kvalitetssikring af måleinstrumenter.
• Punkt 3(i) beskriver metode til vurdering af biomassekildestrømme, hvis relevant.
• Punkt 3(j) beskriver metode til vurdering af bionaturgas, hvis relevant.
• Side 4 uddyber overvågningsmetoder for hver enkelt kildestrøm, herunder metodetrin.

Side 5 uddyber den samlede beregningsmetode, hvordan data indsamles, hvordan den samlede beregning kontrolleres for ukorrekte angivelser, hvordan det sikres, at overvågningsplanen er korrekt opdateret, og hvem der har ansvaret for disse opgaver:

• Punkt 5(a) til 5(c) omhandler ansvar og styring.
• Punkt 5(d) omhandler datastrømsaktiviteter.
• Punkt 5(e) til 5(j) samt 5(l) omhandler kontrolaktiviteter.
• Punkt 5(k) omhandler procedurer til håndtering af datamangler.
• Punkt 5(m) bruges til upload af en risikovurdering.

Side 6 indeholder supplerende informationer og den endelige signering. Her kan anføres relevante kommentarer eller dokumenter som kan have betydning for behandling af overvågningsplanen:

• Punkt 6(a) bruges til upload af dokumenter med supplerende informationer.
• Punkt 6(b) er driftsleders kommentarer til den aktuelle version af overvågningsplanen.
• Side 6 indeholder desuden dokumentoversigt samt den gældende dato for overvågningsplanen.

Overvågningsplanen skal afspejle de faktiske forhold på produktionsenheden. Hvis forholdene ændrer sig, skal overvågningsplanen ændres. Nogle gange er det blot referencer til procedurer – andre gange ændres overvågningsmetoden helt eller delvist. Ændringer af overvågningsplanen kan også skyldes, at der er identificeret muligheder for at forbedre overvågningsmetoden. Det kan være driftsleder selv, verifikator eller Energistyrelsen, der har anbefalet en ændring af overvågningsmetoden. Fælles for alle tilfælde er, at ændringerne skal ajourføres i overvågningsplanen.

Hvornår overvågningsplanen skal opdateres afhænger af nedenstående retningslinjer:

• Betydelige ændringer skal rapporteres til Energistyrelsen uden unødig forsinkelse.
• Ikke-betydelige ændringer kan indsendes samlet senest den 31. december.
• En ændring er kun ikke-betydelig, hvis Energistyrelsen har givet sin accept af det.
• Hvis du er i tvivl om, hvorvidt en ændring er betydelig eller ej, så skal du antage, at den er betydelig.

Følgende ændringer betragtes på forhånd som ikke-betydelige ændringer:

• Fjernelse af kildestrømme.
• Ændringer til information om de kontrolprocedurer, som fremgår af overvågningsplanens side 5.
• Ændringer til måleinstrumenter og beregningsmetoder, som udelukkende anvendes til kontrol.

Mange procedurer er blot henvist til i overvågningsplanen. Disse procedurer kan opdateres i driftsleders eget system, uden at overvågningsplanen skal opdateres. Dette under forudsætning af, at der ikke er ændringer til informationen om proceduren i overvågningsplanen, herunder reference, beskrivelse og ansvarlig.

Betydelige ændringer skal som beskrevet indberettes uden unødig forsinkelse. I tilfælde af planlagte ændringer, skal de således indberettes inden de gennemføres. Akutte ændringer kan gennemføres først, og indberettes efterfølgende, dog uden unødig forsinkelse.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 14 om ændringer af overvågningsplanen.
• Artikel 15 om godkendelse af ændringer i overvågningsplanen.
• Artikel 16 om gennemførelse og registrering af ændringer.

Nedenfor finder du en tjekliste med vejledning til specifikke punkter og områder i overvågningsplanen, som ofte udfyldes ukorrekt. Listen bør gennemgås før indsendelse af overvågningsplanen for at sikre korrekt udfyldelse og undgå hyppigt opstående fejl.

Husk altid:

1. At læse vejledningsteksten til hvert punkt af overvågningsplanen i EDO inden du indsender overvågningsplanen til godkendelse.
2. At slette informationer om eventuelt uaktuelle kildestrømme fra punkt 3(a).
3. At alle anvendte måleinstrumenter skal fremgå af punkt 3(b).
4. At alle lageropgørelsesmetoder, hvis der anvendes partimetode, skal fremgå af punkt 3(g).
5. At der altid skal være en reference til lageropgørelsesmetoden for de kildestrømme, som anvender partimetoden under punkt 4.
6. At vælge metodetrin for alle relevante beregningsfaktorer.
7. At vælge ”ikke relevant” for alle ikke relevante metodetrin for beregningsfaktorer.
8. At angive kilde til standardfaktor hvor det er relevant (og kun der hvor det er relevant).
9. At kontrollere at punkt 5(a) er udfyldt.
10. At beskrive ændringerne i den aktuelle version af overvågningsplanen under punkt 6(b).

Side 1 og 2 i overvågningsplanen fungerer som en samlet beskrivelse og afgrænsning af produktionsenheden. Her skabes der overblik over produktionsenhedens aktiviteter og de anlæg som skal overvåges samt deres indfyrede effekt.

Beskrivelse af produktionsenheden og dens aktiviteter - punkt 1(a)

I den ikke-tekniske beskrivelse, beskrives produktionsenheden, så den kan forstås af personer uden et dybdegående kendskab til den involverede teknik. Beskrivelsen skal udformes således, at den kan anvendes som en overordnet guide til forståelse af resten af overvågningsplanen. Beskrivelsen bør i sidste ende afspejle produktionsenhedens kompleksitet. En kompleks produktionsenhed bør have en dybdegående og præcis beskrivelse, hvor en simpel produktionsenhed kan beskrives kort og præcist.

Beskrivelsen under punkt 1(a) skal som udgangspunkt indeholde:

• Alle emissionskilder samt kvoteomfattede aktiviteter og delaktiviteter der udføres.
• Anlæg og deres sammenhæng med aktiviteter.
• Brændsler og materialer der anvendes samt produkter der produceres (input og output).
• Lagre, måleinstrumenter og prøveudtagningspunkter der anvendes til opgørelse af input og output.

Det er relevant at tilføje alle produktionsenhedens delaktiviteter, da disse kan have betydning for overvågningsmetodeplan (MMP) og tildelingen af CO₂-kvoter. Eksempelvis hvis produktionsenheden leverer overskudsvarme fra produktionen.

Alle ikke-kvoteomfattede anlæg, herunder anlæg til forskning og udvikling, skal også oplyses i denne beskrivelse.

Andre anlæg, som ikke giver anledning til CO₂-udledning, kan også være relevante at beskrive. Dette kan være varmepumper, røggasrensning og solvarme.

Diagram over kildestrømme mv. på produktionsenheden - punkt 1(b)

Som udgangspunkt skal beskrivelsen under punkt 1(a) suppleres med et simpelt diagram. Diagrammet bør vise anlæg, emissionskilder, kildestrømme, prøveudtagningspunkter samt måleudstyr og deres placering. De anvendte navne skal være de samme, som anvendes andre steder i overvågningsplanen.

Beskrivelsen kan med fordel også suppleres med et kort eller luftfoto med tydelig afgrænsning af produktionsenheden.

Diagrammet og kortet danner sammen med den ikke-tekniske beskrivelse et overblik over produktionsenheden og har også til formål, at kunne anvendes som reference gennem resten af overvågningsplanen.

Når en produktionsenhed er omfattet af kvoteloven (ifølge grænseværdierne fastsat i bilag I til kvotedirektivet), skal alle stationære anlæg der afbrænder brændsel medtages i overvågningsplanen.

Dette gøres i anlægslisten, punkt 1(c) i EDO. For hvert anlæg angives også dets nominelle indfyrede termiske effekt. Flere anlæg må som udgangspunkt ikke slås sammen, men skal angives hver for sig. I anlægslisten inkluderes også anlæg under 3 MW samt anlæg til rumopvarmning, nødgeneratorer og støttebrændere mm. Undtaget herfor er mobile anlæg som eksempelvis gaffeltrucks.

Produktionsenhedens samlede nominelle indfyrede termiske effekt beregnes som den samlede indfyrede kapacitet af hvert anlæg.

Hvis det skal afgøres, om et værk er omfattet af kvoteordningen eller ej, så medtælles anlæg under 3 MW ikke. 

Nominel indfyret termisk effekt

Den termiske indfyrede effekt beregnes ved at multiplicere brændselsmængden med brændslets nedre brændværdi. I tilfælde af at flere forskellige brændsler kan anvendes til et anlæg, anvendes altid den højest mulige termiske effekt.
Et anlægs indfyrede effekt er normalt angivet af producenten på mærkepladen for anlægget. Hvis information om den indfyrede effekt ikke er tilgængelig på mærkepladen eller fra anlægsproducenten, kan det være nødvendigt at anvende andre informationskilder.

Stamdata for anlæg

Når et nyt anlæg tilføjes til anlægslisten, udfyldes stamdata så som anlægsnavn, idriftsat dato og indfyret kapacitet mm. Herefter tilføjes alle anvendte brændsler og materialer for dette anlæg, samt om anlægget udelukkende anvender biomasse. Hvis anlægget er omfattet af energiproducenttællingen (EPT), skal dette også anføres.

Driftsleder skal oplyse Energistyrelsen om ændringer til stamdata. Disse ændringer kan være:

• Tilføjelse eller fjernelse af brændsler eller materialer.
• Tilføjelse af nye anlæg.
• Skrotning af anlæg.
• Oplysninger om eksempelvis indfyret effekt ikke er korrekt.

Det er ikke alle ovenstående ændringer, som driftsleder selv kan foretage. I stedet sendes en mail til kvoteteamet. Alle ovenstående ændringer vil desuden kræve en opdatering af overvågningsplanen.

Produktionsenheder og kildestrømme kategoriseres ud fra emissionsniveau. Højere kategorisering medfører højere krav til usikkerhed for mængder og kvalitet af beregningsfaktorer. For kategorisering af emissionskilder (målingsbaseret metode) henvises til uddybning af særlige emner her på siden.

Kategorisering af produktionsenheder:

• A-lav: Mindre end 25.000 ton CO₂.
• A: Fra 25.000 ton CO₂ men højst 50.000 ton CO₂.
• B: Større end 50.000 ton CO₂ men højst 500.000 ton CO₂.
• C: Større end 500.000 ton CO₂.

Kategorisering af kildestrømme:

• Ubetydelig: Mindre end 1.000 ton CO₂ eller mindre end 2 % af de samlede emissioner (dog må de 2 % ikke overskride 20.000 ton CO2).
• Mindre: Mindre end 5.000 ton CO₂ eller mindre end 10 % af de samlede emissioner (dog må de 10 % ikke overskride 100.000 ton CO₂).
• Større: Uden begrænsning.

Bæredygtig biomasse medregnes ikke i kategoriseringen.

Kategoriseringen skal ifølge MR-forordningen baseres på et gennemsnit af emissionerne fra tredje kvotehandelsperiode. Dog anvendes et konservativt skøn, hvis dette gennemsnit ikke længere anses for at være repræsentativt. Energistyrelsen anbefaler, at kategoriseringen altid foretages på baggrund af et konservativt skøn. De gennemsnitlige emissioner fra tredje kvotehandelsperiode kan indgå i vurderingen af om skønnet er konservativt.

Ved overskridelse af tærskelværdien skal kategoriseringen ændres. Dog kan en ændring undlades, hvis tærskelværdien ikke har været overskredet i de 5 tidligere rapporteringsår, og hvis driftsleder kan godtgøre, at det ikke vil ske igen fremadrettet.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 19 i MR-forordningen om kategorisering af produktionsenheder og kildestrømme.
• Artikel 47 i MR-forordningen om anlæg med små emissionsmængder (A-lav).

Driftslederen kan grundlæggende vælge mellem en beregningsbaseret eller en målingsbaseret overvågningsmetode. Disse kan kortfattet beskrives således:

• Ved anvendelse af den målingsbaserede metode, måles koncentrationen og flow af relevante drivhusgasser kontinuerligt i røggasstrømmen.
• Ved anvendelse af den beregningsbaserede metode måles de forbrugte mængder af brændsler eller materialer (kildestrømme). Den forbrugte mængde ganges med beregningsfaktorer, som kan være standardfaktorer eller bestemmes ved analyse.

Den målingsbaserede metode anvendes til affaldsforbrænding, hvor analyse er påkrævet men ikke muligt, samt ved overførsel af CO₂ til eksempelvis geologisk lagring.

Energistyrelsen kan godkende en kombination af de to metoder.

For mere information om den målingsbaserede metode henvises til uddybning af særlige emner her på siden.

Bilag IV i MR-forordningen opstiller dog en række aktivitetsspecifikke overvågningsregler, som altid skal opfyldes.

Den beregningsbaserede metode

Udledningen bestemmes som en sammenlægning af udledningen fra en række kildestrømme. Kildestrømmenes udledning kan bestemmes ved anvendelse af standardmetoden eller ved anvendelse af massebalancemetoden. Standardmetoden kan desuden udføres på tre forskellige måder. I alt giver dette fire valgmuligheder:

• Standardmetoden for brændsel: Den forbrugte mængde ganges med den nedre brændværdi udtrykt i gigajoule pr. mængdeenhed (GJ/ton, GJ/Nm3 eller tilsvarende), emissionsfaktor udtrykt i ton CO₂ per terajoule (t CO₂/ TJ) og oxidationsfaktor.
• Simpel standardmetode for brændsel: Energistyrelsen kan give tilladelse til, at der anvendes en emissionsfaktor udtrykt i ton CO₂ i forhold til mængde (eksempelvis ton CO₂/ ton). Denne ganges med den forbrugte mængde og oxidationsfaktoren.
• Standardmetoden for procesemissioner: Emissionsfaktor og omregningsfaktor ganges med én af følgende tre størrelser: materialeforbrug, produktionsmængde eller produktionsudbytte.
• Massebalancemetoden: Brændslet eller materialets kulstofindhold ganges med 3.664 t CO₂/t kulstof, under anvendelse af bilag II, afsnit 3, i MR-forordningen. Denne ganges med den forbrugte mængde og oxidationsfaktoren.

Energistyrelsen kan godkende en kombination af flere metoder.

Bestemmelse af forbrugte mængder

Den forbrugte mængde af et brændsel eller materiale for en kildestrøm bestemmes ved anvendelse af en af følgende metoder:

• Kontinuerligt: Forbruget opgøres løbende eksempelvis med en naturgasmåler eller en båndvægt.
• Partimetoden: Indkommende partier sammenlægges. Lagerpejling ved årets start lægges til og lagerpejling ved årets udgang trækkes fra.

Begge metoder giver mulighed for at fratrække mængder, som anvendes til ikke-kvoteomfattede formål eller som eksporteres ud af produktionsenheden. Dette skal dog være beskrevet i overvågningsplanen og godkendt af Energistyrelsen.

Lagerpejling skal som hovedregel følge en procedure, som skal fremgå af overvågningsplanen. Hvis der anvendes måleinstrumenter til pejling, skal disse ligeledes angives.

Lempelser for A-lav

Produktionsenheder med små emissionsmængder (A-lav) må "bestemme mængden af brændsel eller materiale ved hjælp af tilgængelige og dokumenterede indkøbsregistre og anslåede lagerændringer."

Hvis driftsleder uden yderligere tiltag kan anvende mere nøjagtige metoder, herunder pejlinger, skal disse dog anvendes. Dette følger af driftsleders generelle forpligtelser i MR-forordningens artikel 5-9.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 21 i MR-forordningen om valg af overvågningsmetode.
• Artikel 24 i MR-forordningen om standardmetoden.
• Artikel 25 i MR-forordningen om massebalancemetoden.
• Artikel 27 i MR-forordningen om bestemmelse af aktivitetsdata (forbrugte mængder).
• Artikel 47 i MR-forordningen om A-lav.

Side 3 og 4 i overvågningsplanen beskriver overvågningsmetoden. På den ene side skal beskrivelsen være fuldstændig. På den anden side bør overlap mellem de forskellige punkter undgås. Derfor følger herunder en anbefalet opbygning, som de fleste overvågningsplaner kan bruge.

Datastrømsaktiviteter

Den samlede beregning skal fremgå af procedure for datastrømsaktiviteter. Denne procedure kan med fordel vedhæftes overvågningsplanen. I så fald sparer man uddybning andre steder. Se uddybning om dette emne under "Datastrømsaktiviteter, kontrolaktiviteter og risikovurdering" på denne side.

Beskrivelse af beregningsmetode - punkt 3(a)

Her beskrives beregningerne i grundlæggende vendinger.

Eksempelvis:

Naturgasforbrug opgøres på baggrund af faktura.

Forbrug af øvrige brændsler opgøres ved partimetoden.

For beregningsfaktorer anvendes standardværdier.

Eller:

Kul og koks opgøres kontinuerligt på båndvægt.

Brændværdi, emissionsfaktor og oxidationsfaktor for kul og koks bestemmes ved analyse.

Materialer til processen opgøres efter partimetoden.

Emissionsfaktor for procesmaterialer følger standardfaktorerne i MR-forordningens bilag VI (metode A). For omregningsfaktor anvendes metodetrin 1.

Nøddiesel opgøres på baggrund af driftstimer og kendt brændselsforbrug pr. time.

For beregningsfaktorer anvendes Energistyrelsens standardværdier.

Beskrivelse af lageropgørelsesmetode - punkt 3(g)

Lageropgørelsesmetode er uundgåelig ved anvendelse af partimetoden. I særlige tilfælde kan den indkøbte mængde sættes lig den forbrugte mængde. I så fald skal denne tilgang beskrives som lageropgørelsesmetode. Procedure for opgørelse af lagerbeholdning bliver derfor ofte et meget centralt punkt i den samlede beskrivelse af beregningsmetoden. Uklare procedurer for lageropgørelse fører af samme årsag til vanskeligheder ved den årlige CO₂-rapportering.

Kildestrømme - punkt 4

For hver kildestrøm vælges et eller flere måleinstrumenter fra den liste, som er oprettet under punkt 3b. Hvis der anvendes mere end ét måleinstrument, uddybes dette i tekstboksen under måleinstrumenter. Det kan være, at brovægt anvendes til bestemmelse af indkøbte mængder, pejlestok anvendes til lagerpejling og båndvægt anvendes til løbende kontrol af det samlede forbrug.

Hvis ét elle flere måleinstrumenter er under handelspartners kontrol, angives dette ved anvendelse af rullemenu samt tilhørende flueben. Selv om måleinstrumentet er under handelspartners kontrol, skal det alligevel fremgå af kildestrømmen.

Reference til lageropgørelsesprocedure angives også, hvis partimetoden anvendes.

Disse oplysninger giver til sammen et godt billede af, hvordan de forbrugte mængder opgøres.

Tabel med beregningsfaktorer giver efterfølgende et overblik over, hvordan resten af beregningen af kildestrømmen ser ud. Eksempelvis kilder til standardfaktorer eller de grundlæggende oplysninger om analyser. Uddybning af analysemetoder skal beskrives i prøveudtagningsprocedurer og analyseprocedurer.

Måleinstrumenter er en forudsætning for korrekt rapportering af CO₂-udledningerne fra produktionsenhederne. Måleinstrumenter kan være brovægte, udstyr til pejling af lagerbeholdning, naturgasmålere og andre målere, der anvendes til at bestemme den anvendte mængde af en eller flere kildestrømme.

Målesystemer under driftslederens kontrol.
Måleinstrumenter til bestemmelse af aktivitetsdata er som udgangspunkt kontrolleret af driftsleder, som dokumenterer, at de lever op til de påkrævede metodetrin. Driftslederen skal derfor sørge for at udføre en usikkerhedsvurdering og sikre, at usikkerhedsgrænserne for det relevante metodetrin overholdes.

Hvis de godkendte grænser for metodetrinnene overskrides, eller det konstateres, at udstyret ikke er i overensstemmelse med andre krav, skal driftsleder træffe korrigerende foranstaltninger uden unødig forsinkelse og underrette energistyrelsen herom.

Det er driftslederens ansvar, at der mindst én gang om året, og efter hver kalibrering af måleinstrumenterne, foretages et sammenhold af de relevante usikkerhedsgrænser og kalibreringsresultaterne ganget med en konservativ justeringsfaktor.

Målesystemer uden for driftslederens kontrol.

Driftsleder skal anvende måleinstrumenter uden for driftsleders kontrol, hvis en forenklet usikkerhedsvurdering viser, at dette gør det muligt at overholde kravene til et mindst ligeså højt metodetrin, giver mere pålidelige resultater og færre kontrolrisici end hvis måleinstrumenter under egen kontrol anvendes. Det er stadig driftsleders ansvar, at sikre at de anvendte metodetrin overholdes.

Ved anvendelse af måleinstrumenter uden for driftsleders kontrol, kan aktivitetsdata bestemmes ud fra en af følgende muligheder:

• Mængder fra fakturaer udstedt af en uafhængig handelspartner.
• Direkte aflæsninger fra målesystemerne.

Naturgasmålere er et eksempel på måleinstrumenter, som er under handelspartners kontrol. Dette uanset, at de er installeret på produktionsenheden.

Specificering og placering af måleinstrumenter - punkt 3(b)

Her oprettes en liste over alle individuelle måleinstrumenter, som anvendes på produktionsenheden. Måleinstrumenter som ikke er under driftslederens kontrol, men som forefindes på produktionsenheden, skal også fremgå på denne liste (eksempelvis naturgasmålere).

Navn på instrumentet skal være lig navnet i det diagram, som er uploadet under punkt 1b.

Den specificerede usikkerhed skal altid angives ved 95 % konfidensinterval (udvidet usikkerhed). Men uden at tage højde for usikkerhed i drift. Et konfidensinterval på 95 % kan opnås ved at gange måleinstrumentets usikkerhed ved kalibrering med en dækningsfaktor på 2.

Usikkerheden for et måleinstrument findes normalt ved kalibrering. Hvis instrumentet er underlagt relevant national, lovbestemt metrologisk kontrol, så fald kan den tilladte tolerance i drift, for den relevante måleopgave, benyttes som udvidet usikkerhedsværdi.

Beskrivelse af måleinstrumenters kvalitetssikring - punkt 3(h)

Her beskrives de metoder der anvendes til kvalitetssikring af måleinstrumenter. Hvis der anvendes måleinstrumenter under driftsleders egen kontrol, så skal denne procedure udfyldes. Proceduren skal sikre, at anvendt måleudstyr som minimum kalibreres årligt og jævnligt vedligeholdes.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 27 i MR-forordningen om bestemmelse af aktivitetsdata.
• Artikel 28 i MR-forordningen om målesystemer under driftslederens kontrol.
• Artikel 29 i MR-forordningen om målesystemer uden for driftslederens kontrol.
• Bilag III i vejledningsdokument nr. 4 til MR-forordningen om komplet usikkerhedsvurdering for kildestrømme.

Metodetrin for forbrugte mængder af brændsler og materialer følger usikkerhedstærskler. Jo højere et påkrævet metodetrin, desto lavere usikkerhed kan tillades. Metodetrin for beregningsfaktorer følger en kvalitativ tilgang, hvor metodetrin 1 er generelle standardfaktorer og metodetrin 3 er laboratorieanalyser.

Metodetrin er defineret i MR-forordningens bilag II. Bilag IV har dog i visse tilfælde aktivitetsspecifikke metodetrin, som træder i stedet for metodetrinnene i bilag II.

Påkrævet metodetrin:

• Produktionsenheder i kategori B og C skal anvende det højeste metodetrin i bilag II (eller bilag IV).
• Produktionsenheder i kategori A kan se i bilag V, hvilke metodetrin de som minimum skal anvende.
• Beregningsfaktorer for standardhandelsbrændsler kan altid rapporteres med de metodetrin, som er angivet i bilag V.
• Energistyrelsen kan godkende anvendelse af 1 metodetrin lavere for kategori C og 2 metodetrin lavere for kategori B på baggrund af urimelige omkostninger eller teknisk gennemførlighed. Dog ikke lavere end metodetrin 1. Dette gælder både mængder og beregningsfaktorer.
• For mindre kildestrømme kan driftsleder anvende et metodetrin lavere end påkrævet på baggrund af urimelige omkostninger eller teknisk gennemførlighed. Dog ikke lavere end metodetrin 1. Denne lempelse er typisk kun relevant for kategori C. Større kildestrømme kan maksimalt få tilladt anvendelse af 1 metodetrin lavere end påkrævet.
• For ubetydelige kildestrømme kan anvendes konservative skøn med mindre et defineret metodetrin kan opnås uden yderligere tiltag. Dette gælder både mængder og beregningsfaktorer.

For oxidationsfaktor og omregningsfaktor er det påkrævede metodetrin altid 1, svarende til 100 % forbrænding/omsætning.

Lempelser for A-lav

Produktionsenheder med små emissionsmængder (A-lav) skal blot overholde metodetrin 1, med mindre et højere metodetrin kan opnås uden yderligere tiltag. Dermed kan A-lav anvende lavere metodetrin end angivet i bilag V. Dette gælder både for forbrugte mængder og for beregningsfaktorer.

A-lav er fritaget for kravet om at forelægge usikkerhedsvurdering for den kompetente myndighed. Desuden kan A-lav se bort fra usikkerheden i forbindelse med ændringer i lagerbeholdningen. Dermed kan metodetrin for mængder bestemmes ud fra usikkerheden på de leverede mængder.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 26 i MR-forordningen om anvendelige metodetrin.
• Artikel 47 i MR-forordningen om A-lav.

Metodetrin for beregningsfaktorer følger et kvalitativt hierarki, hvor metodetrin for mængder følger usikkerhedstærskler. Hierarkiet for beregningsfaktorer er:

• Metodetrin 1 er som regel fælleseuropæiske standardfaktorer (eksempelvis bilag VI i MR-forordningen),
• Metodetrin 2 er som regel nationale standardfaktorer (eksempelvis som oplyst på Energistyrelsens hjemmeside) og
• Metodetrin 3 er normalt laboratorieanalyser.

CO₂-kvoteordningen anvender følgende beregningsfaktorer:

• Nedre brændværdi
• Emissionsfaktor
• Oxidationsfaktor
• Omregningsfaktor
• Kulstofindhold
• Biomassefraktion

Overvågningsplanen skal forklare, hvilke beregningsfaktorer der er relevante, og hvordan de bestemmes. Hvis overvågningsplanen anvender standardfaktorer, skal kilden oplyses. Hvis beregningsfaktorer bestemmes ved analyse, skal overvågningsplanen uddybe en række forhold herom (læs mere under uddybning af særlige emner her på siden).

Nedre brændværdi

Den nedre brændværdi udtrykker et brændsels energiindhold i GJ/ton, GJ/m3 eller tilsvarende. Forskellen på øvre og nedre brændværdi er, at den nedre brændværdi ikke medtager energi til fordampning af vand, da denne energi normalt ikke udnyttes. Derfor kaldes den nedre brændværdi på engelsk nettobrændværdien (Net Calorific Value, NCV).

For biomassekildestrømme gælder der som hovedregel metodefrihed (intet metodetrin), da der som regel er tale om ubetydelige kildestrømme. Dog skal man anvende et defineret metodetrin, hvis dette kan opnås uden yderligere tiltag. Dette vil sige, at hvis produktionsenheden anvender en mere præcis metode i forvejen, så skal denne (som hovedregel) også anvendes i kvoteordningen.

Energiproducenter rapporterer brændselsforbrug til Energiproducenttællingen (EPT). Energistyrelsen sammenligner indberetninger til EPT med CO₂-rapporterne. Derfor bør driftsleder tilstræbe, at disse to indberetninger stemmer overens, hvor disse overlapper (der kan være forskel på omfattede anlæg i de to ordninger).

Emissionsfaktor

Emissionsfaktoren udtrykkes som hovedregel som ton CO₂/TJ for brændsler og ton CO₂/ton, ton CO₂/m³ eller tilsvarende for procesmateriale. I særlige tilfælde kan Energistyrelsen dog tillade en emissionsfaktor udtrykt som ton CO₂/ton, ton CO₂/m³ eller tilsvarende for brændsler.

Kulstofindholdet for et materiale, eller evt. et brændsel, kan omregnes til en emissionsfaktor udtrykt som ton CO₂/ton, ton CO₂/m³ eller tilsvarende ved at anvende faktoren 3,664 ton CO₂/ton kulstof (se uddybning under kulstofindhold).

Biomassekildestrømme skal anvende en såkaldt foreløbig emissionsfaktor. Hvis biomassen opfylder de gældende kriterier (de fleste biomassebrændsler skal opfylde kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner) ganges den beregnede udledning med en fossilfraktion på nul (for ren biomasse). Den samlede udledning, som driftsleder skal returnere kvoter for, bliver i så fald nul, men udledningen fra biomassen vil være synlig i CO₂-rapporten. Hvis biomassen eventuelt ikke opfylder de gældende kriterier, så kan kildestrømmen ikke længere rapporteres med en fossilfraktion på nul. Læs mere om biomasse under uddybning af særlige emner her på siden.

Oxidationsfaktor/omregningsfaktor

En oxidationsfaktor på 1 er et udtryk for, at al kulstof i brændslet forbrændes i forbrændingsprocessen (fuld oxidering). Energistyrelsen kan i nogle tilfælde give tilladelse til, at der anvendes et højere metodetrin og dermed en lavere oxidationsfaktor/omregningsfaktor. Dette anvendes eksempelvis ofte ved forbrænding af kul, hvor den resulterende mængde aske har et påvist indhold af uforbrændt kulstof.

Blandede fossile brændslers uforbrændte kulstof kan enten fordeles på brændslerne eller tilskrives kun ét brændsel, hvor de andre brændsler anvender oxidationsfaktoren 1.

Blandede fossile og biogene brændsler kan ligeledes anvende en oxidationsfaktor lavere end 1. I så fald skal beregningsmetoden dog sikre, at intet uforbrændt biogent kulstof fratrækkes de indfyrede fossile brændsler.

Kulstofindhold

Kulstofindhold anvendes som udgangspunkt kun i forbindelse med massebalancemetoden. Ved anvendelse af massebalancemetoden overvåges input og output af kulstof i en proces. Her kan være tale om blandinger af brændsler og materialer, som omsættes til et slutprodukt, som har absorberet en del af det tilsatte kulstof. I sidste ende beregnes et samlet kulstofindhold, som giver anledning til CO₂-udledning.

Kulstofindholdet ganges med en fast faktor på 3,664 ton CO₂/ton kulstof. Dette skyldes at CO₂ vejer 3,664 gange så meget som kulstof. CO₂ vejer 44,01 g/mol og kulstof vejer 12,01 g/mol. Et ton kulstof bliver dermed til 3,664 ton CO₂, når kulstoffet forbrændes.

Biomassefraktion

Alle brændsler og materialer har en biomassefraktion (BF) og en fossilfraktion (FF). Rent fossile brændsler har en biomassefraktion på 0 og en fossilfraktion på 100. Rent biogene brændsler har en fossilfraktion på 0 og en biomassefraktion på 100.

BF + FF = 100.

Driftsleder kan altid antage, at kildestrømmen er 100 % fossil. I så fald anvendes intet metodetrin for biomassefraktion (sættes til "Ikke relevant" i EDO). I andre tilfælde følges metodetrinnene i MR-forordningens bilag II.

Biomassefraktionen deles yderligere op i henholdsvis bæredygtig biomasse (BB) og ikke-bæredygtig biomasse (IBB) ved rapportering i EDO. Her skal man være opmærksom på, at summen af BB og IBB ikke må overstige den samlede biomassefraktion. Hvis biomassefraktionen således er 70 %, så skal BB udfyldes med 70, hvis den biogene del er 100 % bæredygtig.

Læs mere om biomasse under uddybning af særlige emner.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 36 i MR-forordningen om emissionsfaktor.
• Artikel 37 i MR-forordningen om oxidations- og omregningsfaktor.
• Artikel 38 i MR-forordningen om biomassekildestrømme.
• Artikel 39 i MR-forordningen om bestemmelse af biomasse og fossil fraktion.
• Bilag II i MR-forordningen indeholder definitioner af de generelle metodetrin.
• Bilag IV i MR-forordningen indeholder aktivitetsspecifikke metodetrin.
• Bilag VI i MR-forordningen indeholder en række fælleseuropæiske standardfaktorer.

Beregningsfaktorer kan i mange tilfælde angives som standardfaktorer. Dette gælder eksempelvis emissionsfaktor og nedre brændværdi for gasolie. Gasolie er et standardhandelsbrændsel, hvorfor MR-forordningens artikel 26, stk. 1, litra a, tillader anvendelse af standardfaktor uanset produktionsenhedens kategori.

Ifølge MR-forordningens artikel 31, stk. 2, skal driftsleder angive alle standardværdier, som anvendes i overvågningsplanen. Nogle standardværdier opdateres dog løbende. I så fald angives kilden til standardfaktoren.

Kilde til standardfaktor oprettes under punkt 3(k). Husk at angive hjemmel (eksempelvis MRR artikel 31, stk. 1, litra b, for standardfaktorer på energistyrelsens hjemmeside).

Eksempel på udfyldt liste over kilder til standardfaktorer:

Informationskilder oprettet under punkt 3(k) vil være tilgængelige ved udfyldelse af kildestrøm:

Faste standardværdier angives desuden under "Supplerende kommentarer" for kildestrømmen:

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 26 i MR-forordningen om anvendelige metodetrin.
• Artikel 31 i MR-forordningen om standardværdier for beregningsfaktorer.

Alle datastrømsaktiviteter være beskrevet i en skriftlig procedure. Denne skriftlige procedure skal omfatte hele beregningen af den årlige udledning baseret på primære datakilder. Samtidig skal driftsleder have et effektivt kontrolsystem, som sikrer at den årlige CO₂-udledningsrapport ikke indeholder fejl. Dette kontrolsystem skal baseres på identificerede risici (resultatet af en risikovurdering). Det er vigtigt at adskille datastrømsaktiviteter og kontrolaktiviteter, så det ikke er den samme person, som både indsamler data, foretager beregninger og kontrollerer beregningerne.

Punkt 5(a) i EDO skal indeholde en liste over relevante personer (roller/titler - ikke navne) og deres respektive ansvarsområder. Overvågningsplanen indeholder beskrivelse af en række procedurer. De personer, som angives som ansvarlige for procedurerne, skal fremgå af listen. Listen skal også afspejle den adskillelse af opgaver, som skal sikre, at det ikke er den samme person, som indsamler data, foretager beregninger og kontrollerer beregningerne.

Datastrømsaktiviteter

Proceduren skal i princippet ikke vedlægges overvågningsplanen. I stedet kan man nøjes med at henvise til proceduren under punkt 5(d) i EDO. Men, beskrivelsen af den skriftlige procedure for datastrømsaktiviteter skal blandt andet indeholde identifikation af primære datakilder, beskrivelse af alle skridt i håndteringen af data og alle formler. Dermed kan beskrivelsen af proceduren blive lige så omfangsrig som selve proceduren. Energistyrelsen anbefaler derfor, at driftsleder vedhæfter hele proceduren og henviser til denne i beskrivelsen af proceduren.

Selve proceduren skal identificere de primære datakilder. Disse kan være fakturaer, vejesedler, kilder til standardfaktorer eller analyserapporter. Proceduren skal videre vise, hvordan de primære datakilder omsættes til de data, som skal indtastes i CO₂-rapporten. Eksempelvis sammenlægning af forbrug fra flere naturgasmålere eller vægtning af kulstofindhold for forskellige partier til beregning af en samlet emissionsfaktor.

Kontrolaktiviteter og risikovurdering

Kontrolsystemet skal blandt andet bestå af en række procedurer, der som minimum skal omfatte følgende:

• Kvalitetssikring af måleudstyret
• Kvalitetssikring af det IT-system, der anvendes til datastrømsaktiviteter, herunder computerteknologi til processtyring
• En adskillelse af opgaver i datastrømsaktiviteter og kontrolaktiviteter samt håndtering af nødvendige kompetencer
• Interne evalueringer og validering af data
• Korrektioner og korrigerende foranstaltninger
• Kontrol af outsourcede processer
• Registrering og dokumentation, herunder håndtering af dokumentversioner.

Fælles for disse procedurer er, at de skal være baseret på en risikovurdering. I den forbindelse skelnes mellem iboende risici og kontrolrisici. Den iboende risiko er sandsynligheden for væsentlige ukorrekte angivelser inden kontrolaktiviteter og kontrolrisikoen er den tilsvarende sandsynlighed efter kontrolaktiviteter. Formålet med en kontrolprocedure er således, at nedbringe risikoen for fejl fra det iboende niveau til et acceptabelt niveau.

Risiko er et produkt af sandsynlighed og konsekvens. Den iboende risiko er sandsynligheden for væsentlige ukorrekte angivelser. Om ukorrekte angivelser er væsentlige afhænger af flere forhold. Dog vil ukorrekte angivelser altid være væsentlige, hvis de udgør 5 % af de samlede årlige udledninger for en produktionsenhed i kategori A eller B eller 2 % for kategori C. Flere fejl vurderes samlet i forhold til væsentlighedsgraden og fejl kan vurderes væsentlige, selv hvis de er under væsentlighedsgraden. Kontrolsystemet skal som nævnt nedbringe sandsynligheden for væsentlige fejl.

Risikovurdering er en fortløbende proces baseret på en skriftlig procedure. En god risikovurdering vurderer fejl i tons CO₂ (eksempelvis 1 %, 5 % og 10 % af den årlige udledning) og sandsynlighed for den fejl i et rapporteringsår (eksempelvis 100 % = hvert år, 10 % = hvert tiende år etc.). Se eksempelvis dette billede fra EU-kommissionens vejledning med eksempler på risikovurderinger:

Kontrolprocedurerne skal sikre, at alle risici er lave. Hvis en iboende risiko identificeres som liggende i det røde eller gule område, skal kontrolproceduren nedbringe sandsynlighed og/eller konsekvens, så kontrolrisikoen ligger i det grønne område. Hvis den iboende risiko allerede er i det grønne område, så er det muligvis ikke dér, man bedst kan styrke sit kontrolsystem. Grænserne for rød, gul og grøn kan variere på baggrund af blandt andet produktionsenhedens kategori og kompleksitet.

Lempelser for A-lav

Produktionsenheder med små emissionsmængder (A-lav) er fritaget for kravet om at forelægge en risikovurdering for Energistyrelsen.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 58 i MR-forordningen om datastrømsaktiviteter.
• Artikel 59 til 65 samt 67 i MR-forordningen om kontrolsystem.
• EU-kommissionens vejledning om konservative estimater.
• EU-kommissionens vejledning om risikovurdering og kontrolaktiviteter.

Naturgasforbrug skal opgøres i enheden "m³ref", som også kaldes afregningskubikmeter eller økonomikubikmeter. Der er ikke tale om en fysisk enhed som normalkubikmeter (Nm3). Referencekubikmeter er en energiækvivalent, svarende til 0,0396 GJ naturgas. Forbruget opgøres på baggrund af faktura. Fakturaen bør indeholde forbruget opgjort både i normalkubikmeter og referencekubikmeter. Det er vigtigt at anvende forbruget i referencekubikmeter ved den årlige CO₂-rapportering.

Naturgassens sammensætning måles løbende på Energinets gaskromatograf i Egtved. På baggrund af målingen bestemmes årligt en emissionsfaktor baseret på den faste brændværdi på 0,0396 GJ/m3ref. Energistyrelsen har godkendt, at Energinets gaskromatograf overholder kravene til analyse jævnfør artikel 32-35 i MR-forordningen. Brændværdi og emissionsfaktor kan derfor sættes til metodetrin 3 for alle produktionsenheder (gælder ikke for bionaturgas som i stedet kan anvende metodetrin 2a). Energistyrelsen udgiver årligt brændværdi og emissionsfaktor på sin hjemmeside.

Naturgasmålere oprettes som måleinstrumenter af typen "Naturgasmåler" under punkt 3(b) i EDO. Som instrumentnavn angives dets afregningsnummer (EAN). Naturgasmålerne vælges (markeres) som måleinstrumenter for den relevante kildestrøm (punkt 4). Husk også at angive måleinstrumentets usikkerhed som oplyst af handelspartner (ved 95 % konfidensinterval).

Du bedes desuden indsætte følgende standardtekst i tekstboksen "Supplerende kommentarer:" for den relevante kildestrøm:

Naturgasforbrug opgøres i afregningskubikmeter/økonomikubikmeter i henhold til faktura. For brændværdi og emissionsfaktor anvendes de værdier, som offentliggøres på Energistyrelsens hjemmeside.

Du kan finde yderligere information her:

Energistyrelsens godkendelse af Energinets fastlæggelse af brændværdi og CO₂-emissionsfaktor for naturgas

Denne vejledning omhandler udelukkende regler for stationære produktionsenheder (det vil sige ikke luftfart). Følgende figur giver et overblik over de forskellige kategorier af biomasse, for hvilke der gælder forskellige regler:

Webtilgængelig version af ovenstående figur:

Biomasse:

• Flydende biobrændsler
• Faste biomassebrændsler
• Gasformige biomassebrændsler
  - Biogas
  - Bionaturgas

Overordnet skal man være opmærksom på, at anlæg der udelukkende anvender biomasse ikke tæller med i udregningen af, om en produktionsenhed er over grænsen på 20 MW i indfyret effekt og dermed omfattet af kvoteordningen. Omvendt så gælder det, at hvis en produktionsenhed er omfattet af ordningen, så skal alle brændsler overvåges, inklusiv dem som stammer fra biomasse. Dette ses af kvotedirektivets bilag I, stk. 3, og 5.

Generelt om biomasse

CO2-emissionen fra biomasse sættes til nul. Dette fremgår af MR-forordningens artikel 38, stk. 2. Dette vil sige, at der ikke skal returneres kvoter for udledningen. For at kunne sætte udledningen til nul, skal driftsleder kunne dokumentere, at biomassen lever op til definitionen af biomasse (MR-forordningens artikel 3, nr. 21). Biomassen kan desuden være underlagt kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner, hvilket uddybes senere.

MRR artikel 3, nr. 21:

"biomasse": den bionedbrydelige del af produkter, affald og restprodukter af biologisk oprindelse fra landbrug (herunder vegetabilske og animalske stoffer), skovbrug og tilknyttede industrier, herunder fiskeri og akvakultur, samt den bionedbrydelige del af industriaffald og kommunalt affald, der omfatter flydende biobrændsler og biobrændstoffer.

Emissionsfaktor for biomasse

Alle biogene brændsler og materialer skal rapporteres med en foreløbig emissionsfaktor. Herefter ganges med brændslets eller materialets fossilfraktion. For rent biogene brændsler og materialer giver dette i sidste ende en udledning på nul tons CO₂ (under forudsætning af overholdelse af eventuelle kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner). Formålet med den foreløbige emissionsfaktor for biomasse er, at de biogene udledninger fremgår af CO₂-rapporten som en såkaldt memorandumpost. Rent biogene brændsler og materialer vil kunne rapporteres som ubetydelige kildestrømme, hvorfor standardfaktorer kan anvendes.

I EDO rapporteres biomasse med en biomassefraktion samt en fordeling på bæredygtig biomasse og ikke-bæredygtig biomasse.

Eksempel på udfyldt biomassekildestrøm i EDO:

Blandede biogene og fossile brændsler og materialer

Driftsleder kan vælge at antage, at kildestrømmen er 100 % fossil, eller at bestemme biomassefraktion ud fra gældende metodetrin (se bilag II i MR-forordningen). Påkrævet metodetrin følger de generelle bestemmelser i MR-forordningens artikel 26 (se også særskilt punkt her på siden). Enkelte driftsledere vil erfare, at der gælder analysekrav til bestemmelse af biomassefraktion. Andre vil kunne anvende en godkendt skønsmetode (intet metodetrin).

Beregning af den foreløbige emissionsfaktor for blandede biogene og fossile kildestrømme skal foretages på baggrund af vægtet kulstofindhold.

Bæredygtighedskriterier (2021)

Flydende biobrændsler skal til og med udgangen af 2021 overholde bæredygtighedskriterierne som er fastsat i CO2-bæredygtighedsbekendtgørelsen (BEK nr 1619 af 15/12/2016). Hvis de flydende biobrændsler ikke overholder kriterierne, skal de sidestilles med fossile brændsler, og der skal returneres kvoter for udledningen. Verifikator kontrollerer dokumentation for overholdelse af kriterierne ved den årlige verifikation.

Kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner (fra 2023)

Biomasse skal fra den 1. januar 2023 opfylde kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner som fastsat i VE II-direktivet:

• Kriterier om bæredygtighed (bæredygtighedskriterierne) kan findes i VE II-direktivets artikel 29, stk. 2-7.
• Kriterier om besparelse af drivhusgasemissioner (besparelseskriterierne) kan findes i VE II-direktivets artikel 29, stk. 10.
• Kontrol med overholdelse af kriterierne foretages i overensstemmelse med artikel 30 og artikel 31, stk. 1, i VE II-direktivet.

Overholdes kriterierne ikke, skal biomassen sidestilles med fossile brændsler. Altså skal driftsleder returnere kvoter for biomassen, hvis kriterierne ikke er dokumenteret opfyldt.

Restprodukter, som ikke stammer fra landbrug, fiskeri og skovbrug, skal dog kun overholde besparelseskriterierne. Affald er ikke underlagt hverken bæredygtighedskriterierne eller besparelseskriterierne.

Verifikator kontrollerer dokumentation for overholdelse af kriterierne ved den årlige verifikation.

Overlap mellem kvoteordningens kriterier og VE-lovgivningens kriterier (fra 2023)

Kriterierne indføres i kvoteordningen i MR-forordningens artikel 38, stk. 5. Her er der tale om VE II-direktivets minimumskrav. Kriterierne er også indført i den danske lovgivning (VE-lovgivningen med tilhørende bekendtgørelse og Håndbog). Her er der indført strengere kriterier end VE II-direktivets minimumskrav.

Alle produktionsenheder i kvoteordningen er underlagt MR-forordningens krav. De fleste produktionsenheder vil dog også samtidig være underlagt VE-lovgivningens krav, som altså kan være strengere end kvoteordningens krav.

Figur: Overlap mellem VE-lovgivning og kvoteordningen:

Webtilgængeligt alternativ til figur:
VE-lovgivning: Skal overholde lovens krav
Kvoteordningen: Skal overholde VE II-direktivets minimumskrav eller returnere kvoter

Verifikation af bæredygtighedskrav- og besparelseskriterier

Driftsleder indberetter sit forbrug af brændsler og materialer fra det forgangne kalenderår, hvor fristen for indberetning (CO₂-rapportering) til Energistyrelsen er 31. marts. Indberetningen skal altid verificeret af en akkrediteret verifikator under kvoteordningen (ETS verifikator), men ved anvendelse af biomasse kan der i visse tilfælde kræves verifikation af verifikatorer inden for VE-lovgivningen (VE verifikator). Den samme verifikator kan varetage verifikation inden for både VE-lovgivningen og kvoteordningen, hvis verifikatoren er akkrediteret og kvalificeret til at udføre begge funktioner.

Kriterierne i VE II-direktivet gælder kun for biomasse som anvendes til produktion af elektricitet, opvarmning eller køling.

For at sikre overholdelse af VE II-direktivets minimumskrav, kan der anvendes biomasse som er certificeret under en af Europa Kommissionens eller Energistyrelsens godkendte certificeringsordninger. ETS verifikator vil efterfølgende afgøre, om alle eller kun en del af de nødvendige kriterier i kvoteordningen er opfyldte baseret på de tilhørende certifikater fra leverandøren. Hvis en del af biomassen ikke er certificeret under en godkendt ordning, kan det være nødvendigt for driftsleder at anvende en VE verifikator til at verificere overholdelse af kriterier for den ikke-certificerede del af biomassen.

Kvoteordningens krav til dokumentation og verifikation for overholdelse af VE-II direktivets minimumskriterier afhænger af, om hvor vidt biomassen er certificeret af et godkendt certificeringsorgan:

Certificeret biomasse

• Driftsleder anvender en godkendt certificeringsordning til at dokumentere overholdelse af kravene i VE II-direktivet eller VE-lovgivningen
• Driftsleder modtager dokumentation på overholdelse af kravene fra certificeringsordningen eller den certificerede leverandør af biomassen
• ETS verifikator gennemgår dokumentationen under den årlige ETS verifikation.
   

Ikke-certificeret biomasse

• Driftsleder fremskaffer selv dokumentation for overholdelse af VE II-direktivets krav fra biomasse-leverandøren
• En VE verifikator skal verificere, at biomassen overholder de gældende krav
• VE-verifikationsrapporten gøres tilgængelig for ETS verifikator under den årlige ETS verifikation.

Verifikation af biogene brændsler for produktionsenheder, som kun er omfattet af kvoteordningen

Produktionsenheder som anvender biogene brændsler (efterfølgende kaldet biomasse) og som ikke er omfattet af den danske VE-lovgivning, skal dokumentere at den anvendte biomasse overholder VE II-direktivets minimumskrav til bæredygtighed og drivhusgasbesparelse. Denne dokumentation verificeres under den årlige ETS-verifikation.

Det er muligt at anvende certificeringsordninger accepteret af Europa Kommissionen eller en nationalt godkendt certificeringsordning til at dokumentere overholdelse af VE II-direktivets minimumskrav.

Alternativt kan leverandøren af biomassen fremlægge tilstrækkelige beviser for overholdelse af bæredygtigheds- og drivhusgasbesparelseskriterier. Det er driftsleders ansvar, at alt anvendt biomasse kan dokumenteres at overholde VE-II direktivets krav.

Den akkrediterede ETS verifikator verificerer ved den årlige ETS-verifikation, at den forbrugte biomasse opfylder kriterierne i VE II-direktivet.

Hvis biomassen ikke er certificeret eller leveret af en certificeret leverandør, så skal virksomheden anvende en VE verifikator, som skal foretage verificering af, at biomassen opfylder kriterierne i VE II-direktivet. Dette kan bl.a. omfatte at spore information om biomassen gennem samtlige led i forsyningskæden tilbage til kilden. Forsyningskæden inkluderer første opsamlingssted, transport og deponering, fremstillingen eller anskaffelsen af biomassen.

Verifikation af biogene brændsler for produktionsenheder, som er omfattet af kvoteordningen og VE-lovgivningen

Den nationale VE-lovgivning kan indeholde strengere kriterier end foreskrevet i VE II-direktivet. I dette tilfælde kan det være nødvendigt at efterspørge kompetence fra to verifikatorer som er hhv. akkrediteret under kvoteordningen og akkrediteret under den nationale VE-lovgivning, hvis ikke det er muligt at tilvejebringe en verifikator med akkreditering under begge instanser.

I tilfælde af anvendelse af to verifikatorer kan det blive nødvendigt at koordinere verifikationsarbejdet hensigtsmæssigt for at overholde indberetningsfristen på udlednings- og verifikationsrapporterne for det aktuelle år. Det anbefales at VE-verifikation foretages før ETS-verifikation. I tilfælde hvor ETS-verifikation foretages først, kan det blive nødvendigt at forhåndsgodkende overholdelse af VE II-direktivets minimumskrav, indtil der fuldføres VE-verifikation. Dette vil sige, at Energistyrelsen og ETS verifikator midlertidigt betragter VE II-direktivets minimumskrav som værende overholdt for den ikke-verificerede biomasse. Dette muliggør rettidig indsendelse af rapporteringen til Energistyrelsen, dog med forbehold for at konklusionen på den forhåndsgodkendte rapportering kan omstødes, hvis VE verifikator ikke kan verificere overholdelse af kriterierne for den anvendte biomasse.

Hvis det ved Energistyrelsens sagsbehandling viser sig, at den anvendte mængde biomasse ikke lever op til VE II-direktivets kriterier (ekskl. de danske ekstra krav), vil Energistyrelsen både behandle dette som en afvigelse fra den samlede danske VE-lovgivning og fra MR-forordningens krav om overholdelse af VE II-direktivets minimumskriterier. CO2-udledning fra evt. forhåndsgodkendt biomasse, som efterfølgende viser sig ikke at overholde VE II-direktivets minimumskrav, vil efterfølgende skulle rettes i overvågningsplanen og udledningstilladelsen til ”udledning fra ikke bæredygtig biomasse”, som sidestilles med fossil udledning.

Særlig forhold for verifikation af biogas

Særlige forhold gør sig gældende ved verificering af biogas forbrugt af virksomheder som både er omfattet af kvoteordningen og VE-lovgivningen. Indberetningsfristen for rapportering af CO2-udledning og verifikation indeholdende forbrug af biogas for det forgangene kalenderår er 31. marts for kvoteordningen. For indberetning af forbrugt biogas i hht. VE-lovgivningen er fristen 1. september. Dette skaber seks måneders tidsforskydning i mulig rapportering mellem kvoteordningen og VE-lovgivningen for samme rapporteringsår.

ETS verifikator kan kun endeligt verificere forbrugt biogas for månederne januar til og med august i rapporteringsåret, hvor der foreligger en endelig verifikationsrapport udarbejdet af VE verifikator. Til afdækning af det resterende rapporteringsår fra september til og med december kan ETS verifikator og Energistyrelsen forhåndsgodkende udlednings- og verifikationsrapporterne.  Den forhåndsgodkendte forbrugte mængde biogas vil blive verificeret under det efterfølgende års verifikation.

Procedure til vurdering af overholdelse af kriterier

Kontrol af overholdelse af kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner skal beskrives i en procedure, som der henvises til under punkt 3(i) i EDO. Proceduren skal udfyldes "hvis relevant". Proceduren er altid relevant, hvis produktionsenheden anvender biomasse, som er omfattet af enten besparelseskriterierne eller af både besparelseskriterierne og bæredygtighedskriterierne. Hvis produktionsenheden udelukkende anvender affald, som ikke er omfattet af kriterierne, så kan det alligevel være en fordel at udarbejde proceduren. Proceduren kan med fordel udarbejdes således, at den også hjælper til med at identificere, om den anvendte biomasse skal leve op til kriterier og i så fald hvilke. Desuden kan proceduren indeholde kontrol af, om den anvendte biomasse er ren biomasse, eller om der eventuelt er en fossil forurening.

Du kan finde yderligere information her

• MR-forordningens artikel 38 om biomassekildestrømme og artikel 39 om bestemmelse af biomasse og fossil fraktion (se "Sammenskrivning af MRR artikel 38 og 39 om biomasse" under punktet "Lovgrundlag og vejledning" øverst på siden)
• Info om VE-certificeringsordninger som er godkendte af Energistyrelsen
• Info om godkendte VE-certificeringsordninger som er godkendt af Europa Kommissionen

Bionaturgas er opgraderet biogas, der er tilført gastransmissionsnettet. Opgraderingen består i, at gassen renses og CO₂ fjernes, så kvaliteten af biogassen svarer til kvaliteten af naturgassen.

I Danmark udsteder Energinet oprindelsesgarantier til opgraderingsanlæggene. Oprindelsesgarantien dokumenterer at der er tilført opgraderet biogas til gastransmissionsnettet svarende til en energimængde på 1 MWh. Når bionaturgas sælges til en driftsleder, skal leverandøren dokumentere at et tilsvarende antal oprindelsesgarantier er annulleret i Energinets register. Driftsleder kan herefter bruge denne annullering som dokumentation for, at der er afbrændt en tilsvarende mængde bionaturgas i stedet for almindelig naturgas.

Oprindelsesgarantier og bionaturgas følges ikke nødvendigvis ad i fysisk forstand. Det vil sige, at der ikke er nogen garanti for, at molekylerne fra den tilførte bionaturgas afbrændes der, hvor oprindelsesgarantien anvendes. For at undgå dobbelttælling på den baggrund, fastslår artikel 39, stk. 3, i MR-forordningen, at der ikke må anvendes analyse til bestemmelse af indholdet af bionaturgas på et gastransmissionsnet, når der på samme net anvendes oprindelsesgarantier.

Bestemmelse om anvendelse af oprindelsesgarantier for bionaturgas i artikel 39, stk. 3 i MR-forordningen

Uanset stk. 1 og 2 samt artikel 30 må driftslederen, hvis der i overensstemmelse med artikel 2, litra j) og artikel 15 i [VE-direktivet] er etableret en oprindelsesgaranti for biogasser, som indsprøjtes i og efterfølgende fjernes fra et gasnet, ikke anvende analyser til bestemmelse af biomassefraktionen.

En oprindelsesgaranti svarer til et energiindhold på 1 MWh, hvilket er lig 3,6 GJ (oprindelsesgarantien er opgjort i øvre brændværdi, hvor der i kvoteordningen anvendes nedre brændværdi). En oprindelsesgaranti kan omregnes direkte til afregningskubikmeter ved anvendelse af gasafgiftslovens § 1, stk. 5. Heri er fastsat en faktor på 12,157 kWhøvre/ m3afr. (m3afr.. betyder her afregningskubikmeter). Ved anvendelse af denne faktor svarer en oprindelsesgaranti til 82,257 m3afr.

Udenlandske oprindelsesgarantier

Udenlandske bionaturgascertifikater, oprindelsesgarantier for naturgas og lignende certifikater kan ikke anvendes direkte i kvoteordningen i Danmark. Energistyrelsen anerkender udelukkende dokumentation fra Energinet som bevis for, hvad der ”tilføres i og efterfølgende fjernes fra” det danske gastransmissionsnet, jf. MR-forordningens artikel 39, stk. 3. En forudsætning for i hvilket omfang udenlandske oprindelsesgarantier mv. kan bruges som dokumentation for hvad der er tilført eller udtaget fra det danske gastransmissionsnet, herunder i hvilket omfang annullering af bestemte udenlandske oprindelsesgarantier kan berettige til udstedelse af danske oprindelsesgarantier, beror sig på en forudgående anerkendelse fra Energinet.

Særlig instruks til driftsleder

Ved anvendelse af bionaturgas i kvoteordningen, opretter driftsleder kildestrømmen Bionaturgas i overvågningsplanen. Bionaturgas som overholder VE II-direktivets krav har en emissionsfaktor på nul og en nedre brændværdi på 0,0396 GJ/m3afr. Energistyrelsen betragter bionaturgas som en separat kildestrøm, som skal fremgå af overvågningsplanen. Dette medfører, at naturgas ikke kan rapporteres som en blandet biogen og fossil kildestrøm. Metodetrin for brændværdi og emissionsfaktor kan for bionaturgas sættes til 2a for alle produktionsenheder. Energistyrelsen udgiver årligt brændværdi og emissionsfaktor på sin hjemmeside.

Bionaturgas er et gasformigt biomassebrændsel og skal overholde definitionen af biomasse (MR-forordningens artikel 3, nr. 21). Desuden skal kriterier om bæredygtighed og besparelse af drivhusgasemissioner, jævnfør MR-forordningens artikel 38, stk. 5, overholdes fra 2023 (vær opmærksom på bestemmelsens undtagelser for affald og visse restprodukter). Vejledning til overholdelse af VE II-direktivets bæredygtigheds- og besparelseskriterier kan findes i ovenstående kapitel om biomasse.

Driftsleder dokumenterer forbrug af bionaturgas ved anvendelse af faktura eller tilsvarende indkøbsfortegnelser. Desuden skal driftsleder dokumentere, at den forbrugte mængde bionaturgas "ikke hævdes at blive anvendt af nogen anden, bl.a. ved at fremlægge en oprindelsesgaranti".

Den annullerede mængde oprindelsesgarantier divideres med 0,012157 MWhøvre/ m3afr. Herved fås den forbrugte mængde bionaturgas (i afregningskubikmeter), som skal rapporteres som bionaturgas. Den forbrugte mængde naturgas ifølge faktura fratrækkes den udregnede mængde bionaturgas. Den resterende mængde naturgas rapporteres som naturgas.

For at der kan anvendes oprindelsesgarantier, skal der anvendes naturgas. Der kan ikke anvendes mere bionaturgas, end der er modtaget naturgas. Den kvoteomfattede produktionsenhed skal være forbundet til det samme gasnet som opgraderingsanlægget, der har ført bionaturgassen ind på gastransmissionsnettet.

Omregningen fra oprindelsesgarantier til afregningskubikmeter foretages således:

Specifikke krav til anvendelse af oprindelsesgarantier

Driftsleder skal indsætte følgende beregningsmetode i overvågningsplanens punkt 3a:

For at kunne anvende oprindelsesgarantier under kvoteordningen, skal de være annullerede i Energinets Register for oprindelsesgarantier med følgende særlige krav:

For at undgå dobbelttælling skal det fremgå af annulleringsbeskeden (cancellation statement), at bionaturgassen er leveret til produktionsenhedens adresse og ikke blot til virksomheden. Det er driftsleders ansvar at aftale dette med gasleverandør.

Oprindelsesgarantier har en gyldighedsperiode på 12 måneder gældende fra udstedelsesdatoen. Oprindelsesgarantier udstedes efter en hel måneds bionaturgasproduktion (ses som ”Production period” på annulleringsbeskeden). Derfor må anvendelsesperioden (Consumption period) ikke overstige 12 måneder fra udstedelsesdatoen.

Verifikator kontrollerer ved den årlige verifikation, at annulleringsbeskeden er udstedt til den relevante produktionsenhed og at anvendelsesperioden ikke overskrider 12 måneder fra udstedelsesdatoen.

Antallet af annullerede oprindelsesgarantier divideres med 0,012157 MWhøvre/afregningskubikmeter. Dermed fås antal afregningskubikmeter bionaturgas. Mængden fratrækkes det årlige naturgasforbrug og rapporteres i stedet som bionaturgas. Der anvendes en nedre brændværdi på 0,0396 GJ/afregningskubikmeter og en emissionsfaktor på nul.

Energistyrelsen kan udgive en anden udregningsmetode på sin hjemmeside, som i så fald træder i stedet for nærværende udregningsmetode.

Procedure til bestemmelse af indkøbte bionaturgasmængder

Metoden til opgørelse af indkøbt bionaturgas skal fremgå af en procedure, som beskrives under punkt 5(j) i EDO. Proceduren skal også indeholde information om, hvordan det sikres, at oprindelsesgarantier ikke er solgt til anden side.

Særlig instruks til verifikator

Verifikator kontrollerer, at der er annulleret oprindelsesgarantier for bionaturgassen. Når en oprindelsesgaranti sælges til en slutbruger, annulleres den i Energinets register. Energinets system udsteder en kvittering for annulleringen. Denne kvittering anvendes som dokumentation. Det skal fremgå af kvitteringen, at gassen er anvendt på produktionsenhedens adresse og det kontrolleres at anvendelsesperioden (Consumption period) ikke overstiger 12 måneder fra udstedelsesdatoen (Production period). Hvis anvendelsesperioden strækker sig over et årsskifte, skal annulleringsbeviset for oprindelsesgaranti anvendes som dokumentation i begge rapporteringsår. I dette tilfælde anvendes købsfaktura til, at bestemme hvordan bionaturgasmængderne i annulleringsbeviset fordeles på de to rapporteringsår. Hvis det ikke fremgår af kvitteringen, eller hvis kvitteringen ikke forefindes, skal Energistyrelsen kontaktes med henblik på afklaring.

Du kan finde yderligere informationer her

Artikel 38 om biomassekildestrømme og artikel 39 om bestemmelse af biomasse og fossilfraktion i MR-forordningen. (Se også "Sammenskrivning af MRR artikel 38 og 39 om biomasse" under punktet "Lovgrundlag og vejledning" øverst på siden.)

• EU-Kommissionens Vejledning 3 om biomasse
• VE-direktivet
• Gasafgiftsloven
• Oprindelsesgarantier på Energinets hjemmeside
• Energistyrelsens information om bæredygtighedskrav i VE-lovgivningen

Energistyrelsen kan i flere tilfælde godkende undtagelser fra MR-forordningens krav på baggrund af urimelige omkostninger eller teknisk (u)gennemførlighed. Dette gælder eksempelvis påkrævet metodetrin og analysefrekvens.

Hvis du ønsker at anmode om en sådan godkendelse, skal du udfylde feltet "Begrundelse, hvis det påkrævede metodetrin ikke anvendes" for den relevante kildestrøm. Desuden skal du vedhæfte dokumentation for den anvendte begrundelsen samt en forbedringsplan i henhold til MR-forordningens artikel 69, stk. 1.

En tilfredsstillende begrundelse kan eksempelvis udformes således:

”Anvendelse af det påkrævede metodetrin for brændværdi og emissionsfaktor (analyse) medfører urimelige omkostninger. I stedet anvendes Energistyrelsens standardfaktor (metodetrin 2a). Se vedhæftede dokumentation samt forbedringsplan.””

Beregning af urimelige omkostninger

Urimelige omkostninger beregnes som en sammenligning af fordele og ulemper ved forbedring af overvågningsmetoden. Dog betragtes omkostninger altid som rimelige, hvis de ikke overskrider følgende bagatelgrænse:

• 500 euro for A-lav.
• 2000 euro for øvrige.

Påkrævet metodetrin for mængde følger usikkerhedstærskler. Højere metodetrin betyder lavere usikkerhed. Fordelen ved højere metodetrin beregnes som forbedringen i usikkerhed (nuværende usikkerhed minus påkrævet usikkerhed) ganget med den årlige udledning ganget med en referencepris på 20 euro pr. tons CO₂.

Påkrævet metodetrin for beregningsfaktorer følger kvalitative krav frem for usikkerhedstærskler. Til beregning af fordelen ved en bedre bestemmelsesmetode anvendes 1 % af udledningen ganget med referenceprisen på 20 euro pr. tons CO₂.

Til vurdering af omkostningerne ser Energistyrelsen både på årlige omkostninger, herunder til personale, samt engangsinvesteringer med passende afskrivningsperiode (omregnet til årlige omkostninger).

EU-kommissionen har udarbejdet et værktøj til beregning af urimelige omkostninger. Værktøjet er vejledende og er kun tilgængeligt på engelsk.

Forbedringsplan

Forbedringsplanen beskriver, hvornår driftsleder skal indsende forbedringsrapporter i henhold til artikel 69, stk. 1, i MR-forordningen. Forbedringsrapporten skal dokumentere at forudsætningerne for Energistyrelsens godkendelse fortsat er til stede. Dette vil sige enten urimelige omkostninger eller manglende teknisk gennemførlighed. Hvor ofte der skal indsendes forbedringsrapport afhænger af produktionsenhedens kategori. Forbedringsrapporter skal indsendes senest d. 30. juni:

• Hvert år for kategori C.
• Hvert andet år for kategori B.
• Hvert fjerde år for kategori A.

Energistyrelsen kan i visse tilfælde godkende, at forbedringsrapporten indsendes med en lavere frekvens.

Hvis den påkrævede metode ikke længere medfører urimelige omkostninger eller er blevet teknisk gennemførlig, skal driftsleder uden unødig forsinkelse indsende en opdateret overvågningsplan.

Du kan finde yderligere information her:

• MR-forordningens artikel 17 om teknisk gennemførlighed.
• MR-forordningens artikel 18 om urimelige omkostninger.
• MR-forordningens artikel 69 om forbedringsrapporter.

Datamangel kan opstå, hvis en primær datakilde er gået tabt. Det kan eksempelvis være en faktura, en analyserapport, en vejeseddel eller en manglende pejling af lagerbeholdning.

I tilfælde af datamangel skal driftsleder anvende passende erstatningsdata. I nogle tilfælde kan det være nødvendigt at anvende konservative estimater, for at nå frem til erstatningsdata. I andre tilfælde findes måleudstyr til kontrolprocedurer, som overholder et lige så højt metodetrin som det anvendte metodetrin, og erstatningsdata kan anvendes direkte i beregningen af CO₂-udledningen.

Driftsleder skal altid forsøge at korrigere den relevante parameter. Hvis eksempelvis den forbrugte mængde koks opgøres på brovægt, og en vejeseddel er forsvundet, så skal den relevante vejning estimeres. Det kan være, at koksmængden estimeres konservativt som den maksimalt tilladte lasteevne for lastbilen. I så fald anvendes denne værdi i stedet for den manglende vejning. Det samlede forbrug af koks beregnes med anvendelse af det estimerede vognlæs samt de øvrige vejesedler.

CO₂-rapporten udfyldes med oplysninger om datamangel. Ved udfyldelse af en kildestrøm i CO₂-rapporten i EDO, er det muligt at trykke på "Estimering af CO₂-udledning, hvor der ikke foreligger målte data". Bemærk, at den estimerede CO₂-udledning ikke lægges oven i den samlede CO₂-udledning.

Verifikator kontrollerer den anvendte metode ved den årlige verifikation. Hvis datamanglen er blevet håndteret korrekt, og der ikke er andre relevante forhold, verificeres CO₂-rapporten som tilfredsstillende. I nogle tilfælde kan det dog være nødvendigt at markere for ukorrekte angivelser, som ikke er korrigeret inden CO₂-rapportens færdiggørelse (hvis det eksempelvis ikke er muligt at indhente passende erstatningsdata inden rapporteringsfristen). I så fald skal Energistyrelsen håndtere datamanglen og eventuelt fastsætte en del af udledningen.

Hvad der udgør en passende metode til udarbejdelse af surrogatdata kan læses i EU-kommissionens vejledning i konservative skøn.

Vær opmærksom på følgende:

Procedure for håndtering af datamangel er obligatorisk, hvis der har været et tilfælde af datamangel.

Proceduren skal godkendes af Energistyrelsen som en opdatering af overvågningsplanen (punkt 5(k) i EDO).

Alle datamangler skal håndteres, uanset størrelse. Der gælder ingen bagatelgrænser eller tolerancetærskler.

Bestemmelserne om datamangler finder også anvendelse på brændværdi og udledning fra biomasse.

Datamangel (artikel 66) skal ikke forveksles med rettelser og korrigerende foranstaltninger (artikel 64). Datamangel er kun aktuelt, hvis en primær datakilde er gået tabt.

Du kan finde yderligere information her:

• MR-forordningens artikel 66 om håndtering af manglende data.
• AV-forordningens artikel 18 om verifikation af metoden til håndtering af manglende data.
• EU-kommissionens vejledning i konservative skøn.

Driftsleder skal som udgangspunkt lave en fuld usikkerhedsvurdering, som omfatter samtlige kildestrømme. Formålet med usikkerhedsvurderingen er at dokumentere at de påkrævede metodetrin er overholdt. Resultatet af usikkerhedsvurderingen kan dog også være, at et højere metodetrin kan opnås uden yderligere tiltag. Bemærk venligst, at usikkerhedstærsklerne ikke omfatter beregningsfaktorer, men udelukkende omfatter den forbrugte mængde (eller eksempelvis produceret mængde for visse proceskildestrømme).

Usikkerhedsvurderingen for en kildestrøm tager udgangspunkt i den anvendte beregningsmetode samt de anvendte måleinstrumenter. Usikkerheden skal angives med 95 % konfidensinterval, også kaldet udvidet usikkerhed, svarende til 2 gange standardafvigelsen på usikkerheden. Vi anmoder om, at måleinstrumenter skal oprettes med angivelse af specificeret usikkerhed ved 95 % konfidensinterval under punkt 3(b) i EDO. Dermed bliver den beregnede usikkerhed også ved 95 % konfidensinterval.

Ved anvendelse af partimetoden regnes som udgangspunkt i absolutte størrelser. Den absolutte usikkerhed på de leverede mængder samt den absolutte usikkerhed på lagerpejlinger divideres med den samlede forbrugte mænge i rapporteringsåret. I tilfælde af ukorrelerede (uafhængige) usikkerheder kan anvendes kvadratroden af de kvadrerede størrelser i tælleren. Hvis der er tale om ukorrelerede usikkerheder kan nedenstående formel ofte anvendes.

Hvor U_parti og U_Lagerpejling er den absolutte usikkerhed (i tons eller m³) for henholdsvis leveret parti og lagerpejling.

Hvis lagerkapaciteten er mindre end  5 % af den årligt anvendte relevante brændsel- eller materialemængde, så kan man dog se bort for usikkerheden ved lagerpejling.

Måleinstrumenter angives som nævnt med udvidet usikkerhed. I usikkerhedsberegningen skal man dog også tage højde for usikkerheden i drift. Dette gøres ved at gange måleinstrumentets usikkerhed med en konservativ justeringsfaktor. Det betragtes som tilstrækkeligt konservativt, at sætte den konservative justeringsfaktor lig 2. Den konservative justeringsfaktor kan dog også baseres på "en passende tidsrække af tidligere kalibreringer af samme eller lignende måleinstrumenter" (MR-forordningens artikel 28).

Usikkerheden for et måleinstrument kan divideres med kvadratroden 2, hvis usikkerheden er normalfordelt. Dette gælder typisk for usikkerhed opnået ved kalibrering. Usikkerheden for et måleinstrument kan divideres med kvadratroden af 3, hvis usikkerheden er udtryk for måleinstrumentets maksimalt tilladte fejl.

Lempelser for A-lav

Produktionsenheder med små emissionsmængder (A-lav) er fritaget for kravet om at forelægge usikkerhedsvurdering for Energistyrelsen.

A-lav se bort fra usikkerheden i forbindelse med ændringer i lagerbeholdningen. Dermed kan metodetrin for mængder bestemmes ud fra usikkerheden på de leverede mængder.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 28 i MR-forordningen om målesystemer under driftsleders kontrol.
• Vejledning 4 til MR-forordningen om usikkerhedsberegninger.

Beregningsfaktorer skal i flere tilfælde bestemmes ved hjælp af analyse i henhold til MR-forordningens artikel 32-35. Dette gælder eksempelvis større og mindre kildestrømme for produktionsenheder i kategori B og C. Driftsleder kan også vælge at anvende analyse, selv om at standardfaktorer er tilladt. Under nærværende punkt beskrives de generelle krav til analyse. Der findes dog undtagelser og lempelser, hvorfor ikke alle tilfælde i praksis skal overholde alle bestemmelser.

De tre vigtigste elementer at holde styr på er laboratorier, analyseprocedurer og prøveudtagningsprocedurer. Laboratoriet foretager analyser af de udtagne prøver ud fra analyseprocedurer. Prøveudtagningsproceduren skal sikre, at laboratoriet får en prøve, som er repræsentativ for brændslet eller materialet. Som udgangspunkt er det driftsleder, som foretager prøveudtagning, men det kan også være enten leverandør (handelspartner) eller laboratoriet selv. Laboratoriet leverer en værdi, som driftsleder skal anvende i sine beregninger (eksempelvis en nedre brændværdi ved brændsel i tør tilstand). Værdien fra laboratoriet er en primær datakilde og skal behandles som en sådan i procedure for datastrømsaktiviteter.

Laboratorie - punkt 3(c) i EDO

Det anvendte laboratorie skal som udgangspunkt være akkrediteret til den konkrete metode i henhold til EN ISO/IEC 17025. Hvis anvendelsen af et akkrediteret laboratorie medfører urimelige omkostninger eller ikke er teknisk gennemførligt, kan Energistyrelsen give tilladelse til anvendelse af et ikke-akkrediteret laboratorie. Dette ikke-akkrediterede laboratorie skal i så fald opfylde en række krav til både kvalitetsstyring og teknisk kompetence. Dokumentation for opfyldelse af kravene uploades i EDO for det relevante laboratorie under punkt 3(c).

Eksempel på oplysninger om laboratorie:

Eksempel på udfyldt liste over laboratorier:

Analyseprocedurer - punkt 3(d) i EDO

Driftsleder skal udarbejde en analyseprocedure for hver parameter, som bestemmes ved analyse. Hvis eksempelvis brændværdi og emissionsfaktor for et brændsel bestemmes ved analyse, skal der således udarbejdes to separate analyseprocedurer. Typisk er det dog nok med kun én prøveudtagningsprocedure, da den samme prøve kan anvendes til begge analyser. Analyseproceduren skal indeholde informationer om anvendt laboratorie og metode eller standard.

Analysen skal som udgangspunkt baseres på passende EN-standarder. Kun hvis sådanne ikke er tilgængelige, kan analysen baseres på passende ISO-standarder eller nationale standarder. Hvis sådanne heller ikke er tilgængelige, kan analysen baseres på andre metoder, herunder udkast til standarder, industriens bedste praksis eller andre videnskabeligt beviste metoder.

Analysefrekvensen skal som udgangspunkt findes i MR-forordningens bilag VI. Der gælder dog en række undtagelser, som kan være relevante. Analysefrekvensen må ikke forveksles med prøveudtagningsfrekvensen. Eksempelvis skal karbonatmaterialer analyseres for hver 50.000 tons (dog mindst fire gange om året), men det kan være nødvendigt med meget hyppigere prøveudtagning, for at sikre en repræsentativ analyseprøve.

Eksempel på information om analyseprocedure (standard skal angives og laboratorie vælges fra liste):

Eksempel på udfyldt liste over analyseprocedurer:

Prøveudtagningsprocedurer - punkt 3(e) i EDO

Driftsleder skal udarbejde en prøveudtagningsplan for hvert brændsel eller materiale (eller i nogle tilfælde produkt eller restprodukt). Prøveudtagningsplanen skal sikre, at den udtagne prøve er repræsentativ for det relevante parti eller den relevante leveringsperiode. Det kan være nødvendigt at aftale konkrete elementer i prøveudtagningsplanen med laboratoriet, som analyserer prøven. Prøveudtagningsplanen skal desuden indeholde information om opbevaring og transport af prøverne.

Eksempel på information om prøveudtagningsprocedure (standard og laboratorie angives hvis relevant):

Eksempel på udfyldt liste over prøveudtagningsprocedurer:

Procedure til at revidere prøveudtagningsprocedurernes holdbarhed og relevans - punkt 3(f) i EDO

Ifølge MR-forordningens bilag I, punkt 1,2,f, skal overvågningsplanen indeholde en procedure, der understøtter prøveudtagningsplanen. Denne procedure skal anvendes til at undersøge, om prøveudtagningen er repræsentativ. Denne procedure bør omfatte dialog med laboratoriet, som kan have bemærkninger til analyseprøvens kvalitet.

Udfyldelse af tabel for beregningsfaktorer

Prøveudtagningsprocedurer og analyseprocedurer vil være tilgængelige ved udfyldelse af tabel for beregningsfaktorer for kildestrøm (punkt 4). Husk desuden at angive analysefrekvens.

Eksempel på udfyldt tabel for beregningsfaktorer:

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 32 i MR-forordningen om beregningsfaktorer baseret på analyser
• Artikel 33 i MR-forordningen om prøveudtagningsplan
• Artikel 34 i MR-forordningen om brug af laboratorier
• Artikel 35 i MR-forordningen om analysehyppighed
• Vejledning 5: Prøveudtagning og analyse (MRR GD5)

Uforbrændt kulstof kan tages i betragtning ved anvendelse af en oxidationsfaktor (for brændsel) eller en omregningsfaktor (for procesmateriale). Hvis eksempelvis 2 % af det tilførte kulstof passerer uforbrændt igennem forbrændingskammeret, svarer dette til en oxidationsfaktor på 0,98. Denne oxidationsfaktor ganges på beregningen af CO₂-udledningen og fører altså til en reduktion i den beregnede CO₂-udledning.

Driftsleder kan altid vælge at anvende metodetrin 1, svarende til 100 % forbrænding eller omsætning. Anvendelse af et højere metodetrin kræver som udgangspunkt analyse, for at bestemme det resterende kulstof.

Vær opmærksom på aktivitetsspecifikke metodetrin i bilag IV.

Beregning

Nedenfor følger et eksempel på beregning af oxidationsfaktor (Oxf). Samme metode kan anvendes for omregningsfaktor (Omf). Andre metoder kan være relevante.

hvor

Oxf er oxidationsfaktoren, som skal bestemmes,
Bi er tilført brændselsparti i,
Ki er kulstofindholdet i brændselsparti i,
Aj er resulterende askeparti j, og
Kj er kulstofindholdet i askeparti j.

Den viste metode tager udgangspunkt i konkrete partier. De tilførte partier og deres kulstofindhold er velkendte, da de under alle omstændigheder skal anvendes til CO₂-rapporteringen (kulstofindholdet kan beregnes ud fra emissionsfaktoren). De resulterende askepartier og deres kulstofindhold skal bestemmes, for at oxidationsfaktoren kan beregnes.

Blandede biogene og fossile kildestrømme kan også anvende den beskrevne metode. I så fald skal en fossilfraktion indgå i beregningen. Fossilfraktionen i brændslet er som regel velkendt. Det vil typisk være konservativt at antage, at kulstofindholdet i asken har samme fossilfraktion som kulstofindholdet i det tilførte brændsel. Husk, at i forhold til kulstofindholdet i asken er det konservativt at overdrive det biogene indhold. Energistyrelsen kan forlange laboratorieanalyse til bestemmelse af kulstoffets fossilfraktion i asken, for at bekræfte denne antagelse.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 37 i MR-forordningen om Oxidations- og omregningsfaktor

Ved anvendelse af den målebaserede metode måles røggasstrømmens flow og CO₂-koncentration. Metoden anvendes i dag af affaldsforbrændingsanlæg, som er underlagt krav om analyse af affaldets sammensætning. Da analyse af affaldets sammensætning er teknisk ugennemførlig anvendes i stedet den målebaseret metode sammen med en metode til bestemmelse af biomassefraktion i røggassen. Metoden skal desuden anvendes til CO₂, der sendes til geologisk lagring (CCS, Carbon Capture and Storage). EDO er ikke udviklet til håndtering af den målebaserede metode, hvorfor der anvendes EU-kommissionens Excel-ark  til overvågningsplan og CO₂-rapport.

Røggasstrømmens flow og CO₂-koncentration måles af avanceret udstyr, som skal anvendes i overensstemmelse med en række standarder. Energistyrelsen kan i konkrete tilfælde godkende, at standarder fraviges på enkelte punkter. I så fald skal dette beskrives i overvågningsplanen. Konkret accepterer Energistyrelsen en fravigelse i forhold til krav til kalibrering (QAL2) af måleudstyr i henhold til EN ISO 16911-2 jævnfør vurdering fra Miljøstyrelsens referencelaboratorium.

Kategorisering af emissionskilder er således:

• Mindre: Mindre end 5.000 ton fossil CO₂ eller mindre end 10 % af de samlede emissioner (dog må de 10 % ikke overskride 100.000 ton).
• Større: Emissionskilder, som ikke kan klassificeres som mindre.
  Bæredygtig biomasse medregnes ikke i kategoriseringen.

Den målebaserede metode er for nuværende ikke uddybet yderligere.

Du kan finde yderligere information her:

• Artikel 40 - 46 i MR-forordningen målingsbaseret metode.

Kvotepligt for mobile rigge og skibe ved stationær arbejde
Rigge og skibe, der under deres arbejde er stationær baseret, er omfattet af EU’s CO₂-kvotesystem, hvis den mobile rig eller skibet opererer i sammenhæng med en i forvejen kvotepligtig offshore produktionsenhed. Denne sammenhæng kan være som fysisk forbundet med rør, ledninger, gangbro osv., men kan også være en driftsmæssig sammenhæng, hvor den mobile rigs eller skibets arbejde er afhængig af den allerede kvotepligtige produktionsenhed.

En rig eller et skib opfattes som en stationære enhed og er derved omfattet af kvotedirektivet, når det udførte arbejde er afhængig af en stationær placering. Imellem arbejdsopgaverne er riggen eller skibet mobil, men CO₂-udledningerne fra de stationære arbejdsopgaver vil være omfattet og skal inkluderes i den øvrige produktionsenheds udledningsrapportering.  

Forståelsen af stationære anlæg følger punkt 2.3.1 i EU-kommissionens ”Guidance on Interpretation of Annex 1 of the EU ETS Directive (excl. Aviation and maritime activities)”. Stationære anlæg er omfattet af kvotepligten jf. artikel 3e i kvotedirektivet, hvis det stationære anlæg udfører et eller flere af de i bilag I nævnte aktiviteter.

Forskellige rigge og skibe

Nedenstående liste over forskellige rigge og skibe skal ses vejledende. Det vil altid være arbejdets stationære karakter, der afgør kvotepligten.

Rigge og skibe, der typisk vil være omfattet af kvotepligten for stationære anlæg:  

• Mobile offshore drilling units (MODU)
• Floating production storage and offloading (FPSO)
• Offshore accommodation vessel / Floatel
• Semi-submersible crane vessel (SSCV)
• Offshore support vessels (OSV)
• Offshore production platform 
• Construction vessel

Rigge og skibe, der typisk ikke vil omfattet af kvotepligten for stationære anlæg:

• Platform supply vessel (PSV)
• Emergency response and rescue vessel (ERRV)
• Survey vessel (among them reflection vessel)
• Remote Operated Vehicle (ROV)
• Guard vessel
• Dive Support vessel
• Anchor Handling Tug Supply vessel (AHTS)
• Cable laying vessel
• Pipe laying vessel
• Rock dumping vessel
• Tugboat
• Wind turbine installation vessel (WTIV)

Overvågning og rapportering

Alle offshore felter skal have opdateret deres overvågningsplan (OVP) med nye midlertidige rigge eller skibe. I accept af at det er svært forudsigelig på forhånd at redegøre for brugen af midlertidige rigge og skibe, accepterer Kvoteadministrationen, at der oprettes et overordnet midlertidig anlæg i OVP’en. Til dette generiske anlæg skal alle de mulige kildestrømme, der kunne være tænkt anvendt af en midlertidig rig eller skib, tilknyttes. De faktiske kildestrømme vil fremgå af udledningsrapporten, hvor kildestrømme kan kopieres, hvis der er udledning fra flere forskellige rigge og skibe fra den samme kildestrøm. Måleudstyret, der er påtænkt anvendt til bestemmelse af forbrug af de anvendte kildestrømme, skal ligeledes beskrives i OVP’en samt tidsperioden for brugen af pågældende rig eller skib.  

Når driftslederen ved, at der skal anvendes en midlertidig rig eller skib, skal driftslederen give Kvoteadministrationen besked herom. Dette gøres ved mail med indhold om riggen, tidsperioden og hvordan forbrug og emissioner bliver målt. Mailen skal have cc til den tilknyttede verifikator ift. planlægning af anlægsbesøget på den midlertidige rig/skib.

Følgende skal angives i udledningsrapporten under de aktuelle kildestrømme i feltet med bemærkninger:

• Hvilken midlertidig rig eller skib, der er anvendt.
• Hvilket felt og i hvilken tidsperiode riggen eller skibet har været anvendt.
• Type af måleudstyr, der anvendes til bestemmelse af mængden af hver kildestrøm.
• Beskrivelse af usikkerhederne ved det anvendte måleudstyr.

Verifikation

Som hovedregel skal verifikationen af midlertidige rigge eller skibe foretages på samme vis som for resten af den kvoteomfattede produktionsenhed. Verifikatoren vurderer som altid behovet for fysisk anlægsbesøg ud fra en risikovurdering jf. AV-forordningen artikel 31.

Udledningen fra de anvendte rigge eller skibe kan eventuelt verificeres i havn, da det kan være umuligt at nå at komme ud på alle rigge/skibe, inden de sejles videre. I så fald skal verificeringen ske i indeværende år af det udførte arbejde. Hvis riggen eller skibet har udført arbejde for forskellige produktionsenheder og disse produktionsenheder anvender den samme verifikator, da kan verifikatoren foretage verifikationen af flere produktionsenheders udledninger ved samme besøg. Verifikatoren skal i verifikationsrapporten oplyse, hvornår og hvordan verifikationen er sket.    

Øvrige omfattede aktiviteter og undtagelser

Jævnfør punkt 2.3.3 i EU-kommissionens ”Guidance on Interpretation of Annex 1 of the EU ETS Directive (excl. Aviation and maritime activities)” er kommissionering af nye offshore stationære anlæg også omfattet af kvotepligten. Midlertidige mobile rigge eller skibe skal derfor også medregnes i den samlede indfyrede effekt under kommissioneringsfasen. Det vil sige, at de midlertidiges rigges samlede indfyrede effekt lægges til de installerede stationære anlægs effekt. Med det samme den samlede indfyrede effekt overgå 20 MW bliver den offshore produktionsenhed kvotepligtig.

Efter ophør af olie- og gasudvinding vil produktionsenheden fortsat være omfattet af kvotepligten, så længe muligheden for en indfyret effekt på eller over 20 MW opretholdes. Kvotepligten ophører først, når dekommissionering af dele af produktionsenheden nedbringer muligheden for den samlede indfyrede effekt til under 20 MW. Her skal det ligeledes noteres, at midlertidige rigge og skibe, der anvendes til dekommissionering, også skal medtælles i den samlede indfyrede effekt. Udledning af CO₂ fra dekommissioneringsrigge eller skibe skal således også indgår i udledningsrapporten.

Hvis en rig eller et skib udfører en opgave, der er helt uafhængig geografisk såvel som driftsmæssigt af en kvoteomfattet produktionsenhed og samtidig har en indfyret effekt på under 20 MW, da vil disse rigge eller skibe ikke være omfattet af kvotepligten. 

Producenter af brint- og syntesegas omfattes af CO₂-kvoteordning og skal søge om udledningstilladelse, når produktionskapaciteten af brint og syntesegas sammenlagt er på mere end 5 ton/dag, jf. kvotedirektivet  (2003/87/EF af 13. oktober 2003) bilag 1. Ligeledes er ammoniakproducenter omfattet uanset produktionskapaciteten. Producenter er omfattet af CO₂-kvoteordningen selv, hvis anlæggene ikke har nogen reel udledning af CO₂.

Omfattede PtX-producenter skal leve op til en række rapporteringskrav, men har også muligheden for at ansøge om tildeling af gratiskvoter.

For mere information se trin 10 i tringuiden på veprojekter.dk.