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1. Einschränkungen und Vollständigkeit

Die in diesem Anhang enthaltenen tätigkeitsspezifischen Leitlinien sind für die Überwachung von Treibhausgasemissionen aus Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung über 20 MW (ausgenommen Anlagen für die Verbrennung von gefährlichen oder Siedlungsabfällen) gedacht, wie sie in Anhang I der Richtlinie aufgeführt sind, sowie für die Überwachung von Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit anderen Tätigkeiten des Anhangs I der Richtlinie, sofern in den Anhängen III bis XI dieser Leitlinien auf diese Bezug genommen wird.

Die Überwachung von Treibhausgasemissionen aus Verbrennungsprozessen erstreckt sich auf Emissionen aus der Verbrennung aller Brennstoffe in einer Anlage wie auch auf Emissionen aus der Abgaswäsche beispielsweise zur Entfernung von SO₂. Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen/Geräten unterliegen nicht der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht. Alle Treibhausgasemissionen einer Anlage aus der Verbrennung von Brennstoffen sind eben dieser zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Energie an andere Anlagen abgegeben wurde. Emissionen, die im Zusammenhang mit der Erzeugung von weitergeleiteter Wärme oder Energie entstehen, sind der Anlage zuzurechnen, in der diese erzeugt wurde, und nicht der Anlage, an die diese abgegeben wurde.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

Zu den Feuerungsanlagen, aus denen CO₂-Emissionen freigesetzt werden können, zählen:

• Heizkessel,
• Brenner,
• Turbinen,
• Heizgeräte,
• Industrieöfen,
• Verbrennungsöfen,
• Brennöfen,
• Öfen,
• Trockner,
• Motoren,
• Fackeln,
• Abgaswäscher (Prozessemissionen),
• sonstige Geräte oder Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, mit Ausnahme von Geräten oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Beförderungszwecken genutzt werden.

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

2.1.1.1. Verbrennungstätigkeiten allgemein

CO₂-Emissionen aus der Verbrennung sind zu berechnen, indem der Energiegehalt eines jeden eingesetzten Brennstoffs mit einem Emissionsfaktor und einem Oxidationsfaktor multipliziert wird. Demnach wird für jeden Brennstoff, der im Zusammenhang mit einer Tätigkeit eingesetzt wird, folgende Berechnung angestellt:

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten ξ Emissionsfaktor ξ Oxidationsfaktor

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Die Tätigkeitsdaten werden als Nettoenergiegehalt des Brennstoffs [TJ] ausgedrückt, der während des Berichtszeitraums verbraucht wurde. Der Energiegehalt des Brennstoffverbrauchs wird anhand der folgenden Formel berechnet:

Energiegehalt des Brennstoffverbrauchs [TJ] = verbrauchter Brennstoff [t oder m³] ξ spezifischer Heizwert des Brennstoffs [TJ/t oder TJ/ m³] ¹³

wobei:

a1) verbrauchter Brennstoff:

Ebene 1:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang.

Ebene 2a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 5,0 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 2b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 4,5 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

Brennstoff C = Brennstoff P + (Brennstoff S - Brennstoff E) - Brennstoff O

wobei:

Ebene 3a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 2,5 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 3b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 2,0 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

Brennstoff C = Brennstoff P + (Brennstoff S - Brennstoff E) - Brennstoff O

wobei:

Ebene 4a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 1,5 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 4b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 1,0 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

Brennstoff C = Brennstoff P + (Brennstoff S - Brennstoff E) - Brennstoff O

wobei:

Zu beachten ist, dass unterschiedliche Brennstoffarten erhebliche Abweichungen bei den zulässigen Unsicherheitsfaktoren des Messverfahrens zur Folge haben, wobei gasförmige und flüssige Brennstoffe generell mit größerer Genauigkeit gemessen werden können als feste Brennstoffe. In jeder Brennstoffklasse gibt es jedoch zahlreiche Ausnahmen (in Abhängigkeit von der Art und den Eigenschaften des Brennstoffs, der Art der Anlieferung (Schiff, Schiene, Lkw, Förderband, Pipeline) und den spezifischen Bedingungen der Anlage), was eine einfache Zuordnung der Brennstoffe zu bestimmenden Ebenenkonzepten ausschließt.

a2) Spezifischer Heizwert:

Ebene 1:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde. Diese sind in Anlage 2.1 A.3 "1990 country specific net calorific values" zur 2000 IPCC "Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories" (http://www.ipcc.ch/pub/guide.htm) festgelegt.

Ebene 2:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde, wie er von dem für ihn r relevanten Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde.

Ebene 3:

Der für die einzelnen Brennstoffchargen repräsentative spezifische Heizwert wird vom Betreiber, einem beauftragten Labor oder dem Brennstofflieferanten in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I gemessen.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Für jeden Brennstoff werden Referenzfaktoren gemäß Abschnitt 8 des Anhangs I verwendet.

Ebene 2a:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde, wie er von dem für ihn relevanten Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde.

Ebene 2b:

Der Betreiber leitet die Emissionsfaktoren für jede Brennstoffcharge anhand eines der folgenden etablierten Proxywerte ab:

1. einer Dichtemessung von spezifischen Ölen oder Gasen, die z.B. üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden, und
2. dem spezifischen Heizwert bestimmter Kohlearten,

in Kombination mit einer empirischen Korrelation, die entsprechend der Bestimmungen von Abschnitt 10 des Anhangs I von einem externen Labor ermittelt wurde. Der Betreiber stellt sicher, dass die Korrelation den Anforderungen der guten Ingenieurpraxis entspricht und dass sie nur auf Proxywerte angewandt wird, für die sie ermittelt wurde.

Ebene 3:

Die für die in Frage stehende Charge repräsentativen tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren werden vom Betreiber, einem externen Labor oder vom Brennstofflieferanten in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I ermittelt.

c) Oxidationsfaktor

Ebene 1:

Bei allen festen Brennstoffen wird eine Referenzoxidation/ein Referenzwert von 0,99 (das entspricht einer Umwandlung von Kohlenstoff zu CO₂ von 99 %) zugrunde gelegt; für alle anderen Brennstoffe liegt dieser Wert bei 0,995.

Ebene 2:

Bei festen Brennstoffen werden die tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren vom Betreiber anhand des Kohlenstoffgehalts der Asche, der Abwässer und sonstiger Abfälle oder Nebenprodukte sowie anhand anderer Emissionen nicht vollständig oxidierten Kohlenstoffs entsprechend den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I abgeleitet.

2.1.1.2. Fackeln

Zu den Emissionen durch das Abfackeln von Gasen zählen das routinemäßige Abfackeln und das betriebsbedingte Abfackeln (Anfahren, Stillsetzen und Notbetrieb).

Die CO₂-Emissionen werden anhand der Menge abgefackelter Gase [m³] und dem Kohlenstoffgehalt der abgefackelte Gase [t CO₂/ m³] (einschließlich anorganischem Kohlenstoff} berechnet.

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten ξ Emissionsfaktor ξ Oxidationsfaktor

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m³], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 12,5 % je Messvorgang.

Ebene 2:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m³], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang.

Ebene 3:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m³], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Verwendung eines Referenzemissionsfaktors von 0,00785 t CO₂/m³ (zu Standardbedingungen), abgeleitet anhand der Verbrennung von reinem Butan als konservativem Proxywert für Fackelgase.

Ebene 2:

Emissionsfaktor [t CO₂/ m³_Fackelgas] berechnet anhand des Kohlenstoffgehalts des abgefackelten Gases in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I.

c) Oxidationsfaktor

Ebene 1:

Oxidationsfaktor: 0,995.

2.1.2. Prozessemissionen

CO₂ -Emissionen aus Industrieprozessen aus dem Einsatz von Karbonat für die SO₂-Wäsche aus dem Abgasstrom werden anhand des gekauften Karbonats (Berechnungsmethode Ebene la) oder des erzeugten Gipses (Berechnungsmethode Ebene 1b) berechnet. Die beiden Berechnungsmethoden sind äquivalent. Die Berechnung erfolgt anhand der folgenden Formel:

CO₂ -Emissionen [t] = Tätigkeitsdaten ξ Emissionsfaktor ξ Umsetzungsfaktor

wobei

Berechnungsmethode a "Karbonate"

Die Berechnung der Emissionen beruht auf der Menge des eingesetzten Karbonats:

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

[t] Trockenkarbonat, das pro Jahr im Prozess eingesetzt wird, gemessen vom Betreiber oder Lieferanten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Die stöchiometrischen Verhältnisse der CaCO₃-Umwandlung [t CO /t Trockenkarbonat] sind entsprechend Tabelle 1 anzuwenden. Dieser Wert wird um den jeweiligen Feucite- und Gangart-Gehalt des einsetzten Karbonats bereinigt.

Tabelle 1 Stöchiometrische Emissionsfaktoren

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1:

Umsetzungsfaktor:1,0

Berechnungsmethode B "Gips"

Die Berechnung der Emissionen beruht auf der Menge des erzeugten Gipses:

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

[t] Trockengips (CaSO₄ - 2H₂O) als Prozessoutput pro Jahr gemessen vom Betreiber oder dem gipsverarbeitendem Unternehmen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Stöchiometrisches Verhältnis von Trockengips (CaSO₄ - 2 H₂O) und CO₂ im Prozess: 0,2558 t CO₂/t Gips

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1:

Umsetzungsfaktor: 1,0

2.2. Messung der CO₂-Emissionen

Für die Messungen gelten die Leitlinien des Anhangs I.

3. Bestimmung Anderer Treibhausgasemissionen als CO₂

Spezifische Leitlinien für die Bestimmung anderer Treibhausgasemissionen als CO₂ werden gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen der Richtlinie erarbeitet.

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1. Einschränkungen

Bei der Überwachung der Treibhausgasemissionen einer Anlage werden alle Emissionen aus Verbrennungs- und Produktionsprozessen erfasst, die in Raffinerien stattfinden. Emissionen aus Prozessen, die in benachbarten Anlagen der chemischen Industrie stattfinden, die nicht in Anhang I der Richtlinie aufgeführt und nicht Teil der Produktionskette in Raffinerien sind, sind von den Betrachtungen ausgeschlossen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

Potenzielle Quellen von CO₂-Emissionen sind u. a.:

a) energiebezogene Emissionen aus der Verbrennung:

• Heizkessel,
• Prozesserhitzer,
• Verbrennungsmotoren/Turbinen,
• katalytische und thermische Oxidatoren,
• Kokskalzinieröfen,
• Löschwasserpumpen,
• Not-/Ersatzgeneratoren,
• Fackeln,
• Verbrennungsöfen,
• Cracker;

b) Prozess:

• Wasserstoffanlagen,
• katalytische Regeneration (durch katalytisches Kracken und andere katalytische Verfahren)
• Kokserzeugungsanlagen (Flexicoking, Delayed Coking)

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

Der Betreiber kann die Emissionen berechnen

1. für jede Brennstoffart und jeden Prozess, der in der Anlage stattfindet, oder
2. nach dem Massenbilanzansatz, sofern der Betreiber nachweisen kann, dass dies für die in Frage stehende Anlage genauere Ergebnisse bringt als eine Berechnung der Emissionen für jede Brennstoffart und jeden Prozess, oder
3. nach dem Massenbilanzansatz anhand einer definierten Teilmenge verschiedener Brennstoffarten/Prozesse und individueller Berechnungen in Bezug auf die übrigen in der Anlage eingesetzten Brennstoffarten/stattfindenden Prozesse, sofern der Betreiber nachweisen kann, dass dies genauere Ergebnisse bringt als eine Berechnung der Emissionen für jede Brennstoffart und jeden Prozess.

2.1.1. Massenbilanzansatz

Im Rahmen des Massenbilanzansatzes werden für die Ermittlung der Treibhausgasemissionen einer Anlage der im Input-Material, in Akkumulationen, Produkten und Exporten enthaltene Kohlenstoff analysiert. Dazu wird folgende Gleichung zugrunde gelegt:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Input-Produkte-Export - Lagerbestandsveränderungen) x Umsetzungsfaktor CO₂/C

wobei:

• Input [t C]: der gesamte Kohlenstoff, der in der Anlage eingesetzt wird,
• Produkt [t C]: der gesamte Kohlenstoff in Produkten und Stoffen (auch in Nebenprodukten), der aus der Massenbilanz fällt,
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der exportiert (sprich abgeleitet) wird und so der aus der Massenbilanz fällt, z.B. Einleitung in Abwasserkanal, Ablagerung auf einer Deponie oder Verluste. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Lagerbestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände an Kohlenstoff innerhalb der Anlage. Für die Berechnung ist folgende Gleichung anzuwenden:

CO₂ -Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten_Input x Kohlenstoffgehalt_Input) - Σ (Tätigkeitsdaten_Input x Kohlenstoffgehalt_Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten_Export x Kohlenstoffgehalt_Export) - Σ (Tätigkeitsdaten_{Lagerbestandsveränderungen} x Kohlenstoffgehalt_{Lagerbestandsveränderungen})) x 3,664

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Der Betreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die diesbezüglichen Lagerbestandsveränderungen für alle r relevanten Brenn- und Einsatzstoffe getrennt und erstattet Bericht darüber.

Ebene 1:

Eine Teilmenge der Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage wird mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang ermittelt. Alle anderen Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 2:

Eine Teilmenge der Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage wird mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 5,0 % je Messvorgang ermittelt. Alle anderen Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 3:

Die Massenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 4:

Die Massenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 1,0 % je Messvorgang ermittelt.

b) Kohlenstoffgehalt

Ebene 1:

Bei der Berechnung der Massenbilanz hält sich der Betreiber an die Vorgaben, die in Abschnitt 10 des Anhangs I in Bezug auf die repräsentative Probenahme von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten bzw. in Bezug auf die Ermittlung ihres Kohlenstoffgehalts und des Biomasse-Anteils angeführt sind.

c) Energiegehalt

Ebene 1:

Um eine einheitliche Berichterstattung zu gewährleisten, ist der Energiegehalt eines jeden Brennstoff- und Einsatzstoffstroms (ausgedrückt als spezifischer Heizwert des betreffenden Stroms) zu berechnen.

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Die Emissionen aus der Verbrennung sind in Einklang mit den Vorgaben des Anhangs II zu überwachen.

2.1.3. Prozessemissionen

Spezifische Prozesse, die CO₂-Emissionen zur Folge haben, sind u. a.:

1. Regenerierung katalytischer Cracker und anderer Katalysatoren

Der auf dem Katalysator abgelagerte Koks (als Nebenprodukt) des Crackverfahrens wird im Regenerator verbrannt, um die Aktivität des Katalysators wiederherzustellen. In anderen Raffinationsprozessen wird ein Katalysator eingesetzt, der regeneriert werden muss, z.B. bei der katalytischen Reformierung.

Die im Rahmen dieses Prozesses freigesetzte Menge CO₂ wird entsprechend den Vorgaben von Anhang II berechnet. Dabei werden die Menge verbrannten Kokses als Tätigkeitsdaten und der Kohlenstoffgehalt des Kokses als Grundlage für die Ermittlung des Emissionsfaktors zugrunde gelegt.

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten x Emissionsfaktor x Umsetzungsfaktor

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

Die während des Berichtszeitraums vom Katalysator abgebrannte Menge Koks [t] entsprechend den für den spezifischen Prozess geltenden Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines").

Ebene 2:

Die während des Berichtszeitraums vom Katalysator abgebrannte Menge Koks [t], ermittelt anhand der Wärme- und Massenbilanz des katalytischen Crackers.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Der tätigkeitsspezifische Emissionsfaktor [t CO₂/t Koks] auf der Grundlage des Kohlenstoffgehalts des Koks, der in Übereinstimmung mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I berechnet wird.

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1:

Umsetzungsfaktor: 1,0

2. Kokserzeugungsanlagen

Die CO₂-Ableitungen aus dem Koksbrenner der Fluid-Coking- und Flexicoking-Anlagen werden wie folgt berechnet:

CO₂ = Tätigkeitsdaten x Emissionsfaktor

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

Die im Berichtszeitraum erzeugte Menge Koks [t], ermittelt durch Wiegen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 5,0 % je Messvorgang.

Ebene 2:

Die im Berichtszeitraum erzeugte Menge Koks [t], ermittelt durch Wiegen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Der spezifische Emissionsfaktor [t CO₂/t Koks] entsprechend den Vorgaben der für den spezifischen Prozess geltenden Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines").

Ebene 2:

Der spezifische Emissionsfaktor [t CO₂/t Koks], der in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I anhand des in den Abgasen gemessenen CO₂-Gehalts abgeleitet wird.

3.Wasserstofferzeugung in Raffinerien

Das freigesetzte CO₂ stammt aus dem Kohlenstoffgehalt des Einsatzgases. Daher sind die CO₂-Emissionen hier anhand des Inputs zu berechnen.

CO₂ -Emissionen = Tätigkeitsdaten_Input x Emissionsfaktor

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

Die im Berichtszeitraum eingesetzte Menge Kohlenwasserstoff [t Einsatzmenge], errechnet anhand Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von ± 7,5 % je Messvorgang.

Ebene 2:

Die im Berichtszeitraum eingesetzte Menge Kohlenwasserstoff [t Einsatzmenge], errechnet anhand Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von ± 2,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Anwendung eines Referenzwerts von 2,9 t CO₂ je t Eingangsmaterial (traditionell auf der Grundlage von Ethan).

Ebene 2:

Anwendung eines tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktors [CO₂/t Eingangsmaterial], berechnet anhand des Kohlenstoffgehalts des Einsatzgases entsprechend den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I.

2.2. Messung der CO₂-Emissionen

Für die Messungen gelten die Leitlinien des Anhangs I.

3. Bestimmung anderer Treibhausgasemissionen als CO₂

Spezifische Leitlinien für die Bestimmung anderer Treibhausgasemissionen als CO₂ werden gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen der Richtlinie erarbeitet.

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1. Einschränkungen und Vollständigkeit

Kokereien sind oftmals Teil von Stahlwerken, die in einem direkten technischen Zusammenhang mit Sinteranlagen und Anlagen für die Herstellung von Roheisen und Stahl, einschließlich Stranggießen, stehen und während ihres regulären Betriebs einen intensiven Energie- und Materialaustausch verursachen (beispielsweise Gichtgas, Kokereigas, Koks). Wenn sich die Genehmigung der in Frage stehenden Anlage gemäß den Artikeln 4, 5 und 6 der Richtlinie nicht nur auf die Kokerei, sondern auf das gesamte Stahlwerk bezieht, so können die CO₂ -Emissionen auch im Rahmen der für das gesamte Werk laufenden Überwachung unter Anwendung des Massenbilanzansatzes erfasst werden, der in Abschnitt 2.1.1 dieses Anhangs spezifiziert wird.

Wenn in der Anlage eine Abgaswäsche erfolgt und die daraus resultierenden Emissionen nicht in die Prozessemissionen der Anlage eingerechnet werden, sind diese in Einklang mit den Vorgaben von Anhang II zu berechnen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Kokereien werden aus folgenden Quellen CO₂-Emissionen freigesetzt:

• Rohstoffe (Kohle oder Petrolkoks),
• herkömmliche Brennstoffe (z.B. Erdgas),
• Prozessgase (z.B. Gichtgas),
• andere Brennstoffe als Ofenbrennstoffe,
• Abgaswäsche.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

Ist die Kokerei Teil eines Stahlwerks, kann der Betreiber die Emissionen wie folgt berechnen:

1. für das Stahlwerk insgesamt unter Verwendung des Massenbilanzansatzes oder
2. für die Kokerei als einzelne Tätigkeit des Stahlwerks.

2.1.1. Massenbilanzansatz

Im Rahmen des Massenbilanzansatzes werden für die Ermittlung der Treibhausgasemissionen einer Anlage der im Input-Material, in Akkumulationen, Produkten und Exporten enthaltene Kohlenstoff analysiert. Dazu wird folgende Gleichung zugrunde gelegt:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Input-Produkte-Export - Lagerbestandsveränderungen) x Umsetzungsfaktor CO₂/C

wobei:

• Input [t C]: der gesamte Kohlenstoff, der in der Anlage eingesetzt wird,
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff in Produkten und Stoffen (auch in Nebenprodukten), der aus der Massenbilanz fällt,
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der exportiert (sprich abgeleitet) wird und so der aus der Massenbilanz fällt, z.B. Einleitung in Abwasserkanal, Ablagerung auf einer Deponie oder Verluste. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Lagerbestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände an Kohlenstoff innerhalb der Anlage.

Für die Berechnung ist folgende Gleichung anzuwenden:

CO₂ -Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten_Input x Kohlenstoffgehalt_Input) - Σ (Tätigkeitsdaten_Produkte x Kohlenstoffgehalt_Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten_Export x Kohlenstoffgehalt_Export) - Σ (Tätigkeitsdaten_{Lagerbestandsveränderungen} x Kohlenstoffgehalt_{Lagerbestandsveränderungen})) x 3,664

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Der Betreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die diesbezüglichen Lagerbestandsveränderungen für alle r relevanten Brenn- und Einsatzstoffe getrennt und erstattet Bericht darüber.

Ebene 1:

Eine Teilmenge der Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage wird mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang ermittelt. Alle anderen Brennstoffmassen- und Stoffmengenströmen in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 2:

Eine Teilmenge der Brennstoffmassen- und Stoffmengenströme in die und aus der Anlage wird mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 5,0 % je Messvorgang ermittelt. Alle anderen Brennstoffmassen- und Stoffmengenströmen in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 3:

Die Massenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 4:

Die Massenströme in die und aus der Anlage werden mit Hilfe von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 1,0 % je Messvorgang ermittelt.

b) Kohlenstoffgehalt

Ebene 1

Bei der Berechnung der Massenbilanz hält sich der Betreiber an die Vorgaben, die in Abschnitt 10 des Anhangs I in Bezug auf die repräsentative Probenahme von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten bzw. in Bezug auf die Ermittlung ihres Kohlenstoffgehalts und des Biomasse-Anteils angeführt sind.

c) Energiegehalt

Ebene 1:

Um eine einheitliche Berichterstattung zu gewährleisten, ist der Energiegehalt eines jeden Brennstoff- und Einsatzstoffstroms (ausgedrückt als spezifischer Heizwert des betreffenden Stroms) zu berechnen.

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Die Verbrennungsprozesse, die in Kokereien stattfinden und bei denen Brennstoffe (z.B. Koks, Kohle und Erdgas) nicht als Reduktionsmittel eingesetzt werden bzw. nicht aus metallurgischen Reaktionen stammen, sind in Einklang mit den Vorgaben von Anhang II zu überwachen und zu melden.

2.1.3. Prozessemissionen

Während der Verkokung in der Kokskammer der Kokerei wird die Kohle unter Luftausschluss in Koks und rohes Kokereigas umgewandelt. Das wichtigste kohlenstoffhaltige Eingangsmaterial/Einsatzstoffstrom ist Kohle, aber auch ein Einsatz von Koksgrus, Petrolkoks, Öl und Prozessabgasen, wie z.B. Gichtgas, ist möglich. Das rohe Kokereigas enthält als Teil des Prozessoutputs viele kohlenstoffhaltige Bestandteile, darunter Kohlendioxid (CO₂), Kohlenmonoxid (CO), Methan (CH₄), Kohlenwasserstoffe (C_xH_y).

Die gesamten CO₂-Emissionen aus Kokereien werden wie folgt berechnet:

CO₂-Emission [t CO₂] = Σ (Tätigkeitsdaten_Input x Emissionsfaktor_Input) - Σ (Tätigkeitsdaten_Output x Emissionsfaktor_Output)

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Die Tätigkeitsdaten_Input beziehen sich auf Kohle als Rohstoff, Koksgrus, Petrolkoks, Öl, Gichtgas, Kokereigas u. Ä. umfassen. Die Tätigkeitsdaten_Output können sich beziehen auf: Koks, Teer, Leichtöl, Kokereigas u. Ä.

a1) Brennstoffe als Prozessinput

Ebene 1:

Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage wird anhand von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 7,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 2:

Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage wird anhand von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 5,0 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 3:

Der Massenstrom des Brennstoffs in die bzw. aus der Anlage wird anhand von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 2,5 % je Messvorgang ermittelt.

Ebene 4:

Der Massenstrom des Brennstoffs in die bzw. aus der Anlage wird anhand von Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als ± 1,0 % je Messvorgang ermittelt.

a2) Spezifischer Heizwert

Ebene 1:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde. Diese sind in Anlage 2.1 A.3 "1990 country specific net calorific values" zur 2000 IPCC "Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories" (http://www.ipcc.ch/pub/guide.htm) festgelegt.

Ebene 2:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde, wie er von dem für ihn r relevanten Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde.

Ebene 3:

Der für die einzelnen Brennstoffchargen repräsentative spezifische Heizwert wird vom Betreiber, einem beauftragten Labor oder dem Brennstofflieferanten in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I gemessen.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Die anzuwendenden Referenzfaktoren sind der unten stehenden Tabelle oder Abschnitt 8 des Anhangs I zu entnehmen:

Tabelle 1 Emissionsfaktoren für Prozessgase (einschließlich des CO₂ -Bestandteils im Brennstoff)¹

Ebene 2:

Die spezifischen Emissionsfaktoren werden in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I ermittelt.

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