umwelt-online: Verordnung (EU) Nr. 601/2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG (2)

umwelt-online: Verordnung (EU) Nr. 601/2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der RL 2003/87/EG (2)

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Ebenenschwellen für auf Berechnung beruhende Methodiken für Anlagen
(Artikel 12 Absatz 1)

Anhang II

1. Festlegung der Ebenen Für Tätigkeitsdaten

Die Unsicherheitsschwellen in Tabelle 1 gelten für Ebenen, die für die Aktivitätsdatenanforderungen gemäß Artikel 28 Absatz 1 Buchstabe a und Artikel 29 Absatz 2 Unterabsatz 1 sowie Anhang IV dieser Verordnung relevant sind. Die Unsicherheitsschwellen sind als höchstzulässige Unsicherheiten für die Bestimmung von Stoffströmen über einen Berichterstattungszeitraum auszulegen.

Sind in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannte Tätigkeiten in Tabelle 1 nicht erfasst und wird keine Massenbilanz angewandt, so wendet der Anlagenbetreiber die Ebenen an, die in Tabelle 1 unter "Verbrennung von Brennstoffen und als Prozess-Input verwendete Bennstoffe" für diese Tätigkeiten angegeben sind.

Tabelle 1: Ebenen für Tätigkeitsdaten (höchstzulässige Unsicherheit für die einzelnen Ebenen)

Tätigkeit/Stoffstromtyp	Parameter, für den die Unsicherheit gilt	Ebene 1	Ebene 2	Ebene 3	Ebene 4
Verbrennung von Brennstoffen und als Prozess-Input verwendete Bennstoffe
Kommerzielle Standardbrennstoffe	Brennstoffmenge (t) oder (Nm³)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Andere gasförmige u. flüssige Brennstoffe	Brennstoffmenge (t) oder (Nm³)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Feste Brennstoffe	Brennstoffmenge (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Abfackeln	Fackelgasmenge (Nm³)	± 17,5 %	± 12,5 %	± 7,5 %
Abgaswäsche: Karbonat (Methode A)	verbrauchte Karbonatmenge (t)	± 7,5 %
Abgaswäsche: Gips (Methode B)	erzeugte Gipsmenge (t)	± 7,5 %
Raffination von Mineralöl
Regeneration von katalytischen Crackern^*	Unsicherheitsvorgaben gelten für jede Emissionsquelle separat	± 10 %	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
Wasserstofferzeugung	eingesetzter Kohlenwasserstoff (t)	± 7,5 %	± 2,5 %
Herstellung von Koks
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Röstung oder Sinterung von Metallerz
Karbonat-Input	Karbonat-Inputmaterial und Prozessrückstände (t)	± 5 %	± 2,5 %
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Roheisen oder Stahl
Brennstoff als Prozess-Input	jeder Massenstrom in die und aus der Anlage (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Zementklinker
Prozess-Input (Methode A)	jeder relevante Ofen-Input (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
Klinker-Output (Methode B)	hergestellte Klinkermenge (t)	± 5 %	± 2,5 %
CKD (Zementofenstaub)	CKD oder Bypass-Staub (t)	entfällt^**	± 7,5 %
Nicht karbonatischer Kohlenstoff	jedes Rohmaterial (t)	± 15 %	± 7,5 %
Herstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder Magnesit
Karbonate (Methode A)	jeder relevante Ofen-Input (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
Erdalkalimetalloxid (Methode B)	hergestellte Kalkmenge (t)	± 5 %	± 2,5 %
Ofenstaub (Methode B)	Ofenstaub (t)	entfällt^**	± 7,5 %
Herstellung von Glas und Mineralwolle
Karbonate (Input)	jedes (jeder) für CO₂-Emissionen verantwortliche karbonathaltige Rohmaterial bzw. Zusatzstoff (t)	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von keramischen Erzeugnissen
Kohlenstoff-Inputs (Methode A)	jedes (jeder) für CO₂-Emissionen verantwortliche karbonathaltige Rohmaterial bzw. Zusatzstoff (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
Alkalimetalloxid (Methode B)	Bruttoproduktionsmenge, einschließlich Ausschuss und Scherben aus Öfen und Beförderungsmitteln (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
Abgaswäsche	verbrauchte Menge an Trocken-CaCO₃ (t)	± 7,5 %
Herstellung von Zellstoff und Papier
Ergänzungschemikalien	Menge an CaCO₃ und Na₂CO₃ (t)	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Industrieruß
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Ammoniak
Brennstoff als Prozess-Input	als Prozess-Input verbrauchte Brennstoffmenge (t) oder (Nm³)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas
Brennstoff als Prozess-Input	als Prozess-Input für die Wasserstofferzeugung verbrauchte Brennstoffmenge (t)oder (Nm³)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von organischen Grundchemikalien
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen, einschließlich Sekundäraluminium
Prozessemissionen	jedes (jeder) als Prozess-Input verwendete Input- Material bzw. Prozessrückstand (t)	± 5 %	± 2,5 %
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
Herstellung von Primäraluminium
Massenbilanzmethodik	jedes Input- und Outputmaterial (t)	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %	± 1,5 %
PFC-Emissionen (Steigungsmethode)	Primäraluminiumproduktion in (t), Anodeneffekt-Minuten in (Anzahl Anodeneffekte/Zelltag) und (Anodeneffekt-Minuten/Häufigkeit)	± 2,5 %	± 1,5 %
PFC-Emissionen (Überspannungsmethode)	Primäraluminiumproduktion in (t), Anodeneffekt-Überspannung (mV) und Stromeffizienz (-)	± 2,5 %	± 1,5 %
) Für die Überwachung von Emissionen aus der Regeneration katalytischer Cracker (anderer Katalysatoren und Flexicoker) in Mineralölraffinerien entspricht die vorgegebene Unsicherheit der Gesamtunsicherheit aller Emissionen aus dieser Quelle. *) Menge (t) des in einem Berichtszeitraum aus dem Ofensystem abgeschiedenen Ofen- oder (soweit relevant) Bypass-Staubs, geschätzt nach den Best-Practice-Leitlinien d Industrie.

2. Festlegung der Ebenen für Berechnungsfaktoren für Emissionen aus der Verbrennung

Die Anlagenbetreiber überwachen die CO₂-Emissionen aus allen Arten von Verbrennungsprozessen im Rahmen aller Tätigkeiten, die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgelistet sind oder gemäß Artikel 24 der genannten Richtlinie in das EU-System einbezogen wurden, anhand der in diesem Abschnitt festgelegten Ebenen. Werden Brennstoffe als Prozess-Input verwendet, so gelten dieselben Vorschriften wie für Emissionen aus der Verbrennung. Sind Brennstoffe Teil einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 Absatz 1 dieser Verordnung, so gelten die in Abschnitt 3 dieses Anhangs festgelegten Ebenen für Massenbilanzen.

Prozessemissionen aus der Wäsche der dabei anfallenden Abgase werden gemäß Anhang IV Abschnitt 1 Unterabschnitt C überwacht.

2.1. Ebenen für Emissionsfaktoren

Wird für ein Brennstoff- oder Materialgemisch ein Biomasseanteil bestimmt, so beziehen sich die festgelegten Ebenen auf den vorläufigen Emissionsfaktor. Bei fossilen Brennstoffen und Materialien beziehen sich die Ebenen auf den Emissionsfaktor.

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet an: entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1, oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe d oder e, soweit in Anhang VI Abschnitt 1 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:	Der Anlagenbetreiber wendet auf den jeweiligen Brennstoff/das jeweilige Material gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstaben b und c länderspezifische Emissionsfaktoren an.
Ebene 2b:	Der Anlagenbetreiber berechnet die Emissionsfaktoren für den Brennstoff auf der Grundlage eines der folgenden ermittelten Proxywerte, kombiniert mit einer empirischen Korrelation, wie sie gemäß den Artikeln 32 bis 35 und Artikel 39 mindestens einmal jährlich bestimmt wird: einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, einschließlich solcher, die üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden; des unteren Heizwerts bestimmter Kohlearten. Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahren der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Proxywerte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden.
Ebene 3:	Der Anlagenbetreiber bestimmt den Emissionsfaktor nach den maßgeblichen Vorschriften der Artikel 32 bis 35.

2.2. Ebenen für den unteren Heizwert (Hu)

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet an: entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1 oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe d oder e, wenn in Anhang VI Abschnitt 1 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:	Der Anlagenbetreiber wendet auf den jeweiligen Brennstoff gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe b oder c länderspezifische Emissionsfaktoren an.
Ebene 2b:	Für kommerziell gehandelte Brennstoffe wird der aus dem Lieferschein des Brennstofflieferanten für den jeweiligen Brennstoff ersichtliche untere Heizwert angewandt, vorausgesetzt, die Werte wurden nach anerkannten nationalen oder internationalen Normen errechnet.
Ebene 3:	Der Anlagenbetreiber bestimmt den unteren Heizwert nach den maßgeblichen Vorschriften der Artikel 32 bis 35.

2.3. Ebenen für Oxidationsfaktoren

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet einen Oxidationsfaktor von 1 an.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber wendet auf den jeweiligen Brennstoff Oxidationsfaktoren gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe b oder c an.
Ebene 3:	Der Anlagenbetreiber berechnet die tätigkeitsspezifischen Faktoren für die jeweiligen Brennstoffe auf der Grundlage der relevanten Kohlenstoffgehalte der Asche, der Abwässer und anderer Abfallstoffe und Nebenprodukte sowie auf Basis anderer relevanter nicht vollständig oxidierter kohlenstoffhaltiger Gase, ausgenommen Kohlenmonoxid (CO). Die Zusammensetzungsdaten werden nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

2.4. Ebenen für den Biomasseanteil

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet einen Wert an, der auf der gemäß Artikel 39 Absatz 2 Unterabsatz 1 veröffentlichten Liste steht, oder einen gemäß Artikel 39 Absatz 2 Unterabsatz 2 oder Artikel 39 Absatz 3 bestimmten Wert.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber bestimmt die spezifischen Faktoren nach Maßgabe von Artikel 39 Absatz 1.

3. Festlegung der Ebenen für Berechnungsfaktoren für Massenbilanzen

Wendet ein Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 an, so gelten die in diesem Abschnitt festgelegten Ebenen.

3.1. Ebenen für den Kohlenstoffgehalt

Der Anlagenbetreiber wendet eine der unter dieser Nummer angegebenen Ebenen an. Zur Errechnung des Kohlenstoffgehalts aus einem Emissionsfaktor verwendet er die folgenden Gleichungen:

für als t CO₂/TJ angegebene Emissionsfaktoren: C = (EF×Hu)/f
für als t CO₂/t angegebene Emissionsfaktoren: C = EF/f

Dabei sind C der als Bruchteil angegebene Kohlenstoffgehalt (Tonne Kohlenstoff je Tonne Produkt), EF der Emissionsfaktor, Hu der untere Heizwert und f der Faktor gemäß Artikel 36 Absatz 3.

Wird für ein Brennstoff- oder ein Materialgemisch ein Biomasseanteil bestimmt, so beziehen sich die hier festgelegten Ebenen auf den Gesamtkohlenstoffgehalt. Der Biomasseanteil des Kohlenstoffs wird anhand der unter Abschnitt 2.4 dieses Anhangs festgelegten Ebenen bestimmt.

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet an: entweder den aus den Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitte 1 und 2 errechneten Kohlenstoffgehalt oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe d oder e, wenn in Anhang VI Abschnitte 1 und 2 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:	Der Anlagenbetreiber errechnet den Kohlenstoffgehalt aus den länderspezifischen Emissionsfaktoren für den jeweiligen Brennstoff oder das jeweilige Material gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe b oder c.
Ebene 2b:	Der Anlagenbetreiber errechnet den Kohlenstoffgehalt aus Emissionsfaktoren für den Brennstoff auf der Grundlage eines der folgenden ermittelten Proxywerte, kombiniert mit einer empirischen Korrelation, die gemäß den Artikel 32 bis 35 mindestens ein Mal jährlich bestimmt wird: einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, die beispielsweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie üblicherweise eingesetzt werden, des unteren Heizwerts bestimmter Kohlearten. Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahrensregeln der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Proxywerte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden.
Ebene 3:	Der Anlagenbetreiber ermittelt den Kohlenstoffgehalt nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35.

3.2. Ebenen für untere Heizwerte

Es gelten die in Abschnitt 2.2 dieses Anhangs festgelegten Ebenen.

4. Festlegung der Ebenen für die Berechnungsfaktoren für Prozessemissionen aus der Karbonatzersetzung

Für alle Prozessemissionen gelten, soweit sie nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 Absatz 2 überwacht werden, die nachstehend festgelegten Ebenen für den Emissionsfaktor:

Methode A (Input-Betrachtung): der Emissionsfaktor und die Tätigkeitsdaten bezogen auf die Menge des im Prozess eingesetzten Materials.
Methode B (Output-Betrachtung): der Emissionsfaktor und die Tätigkeitsdaten bezogen auf die aus dem Prozess hervorgehende Produktion.

4.1. Ebenen für den Emissionsfaktor - Methode A

Ebene 1:

Die Menge der relevanten Karbonate im jeweiligen Input-Material wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt. Die Zusammensetzungsdaten werden anhand der stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 in Emissionsfaktoren umgerechnet.

4.2. Ebenen für den Umsetzungsfaktor - Methode A

Ebene 1:

Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1.

Ebene 2:

Karbonate und anderer Kohlenstoff, die während des Prozesses abgeschieden werden, werden mit einem Umsetzungsfaktor zwischen 0 und 1 berücksichtigt. Der Anlagenbetreiber kann für ein oder mehrere Input-Materialien vollständige Umsetzung voraussetzen und nicht umgesetzte Materialien oder anderen Kohlenstoff dem oder den verbleibenden Input(s) zurechnen. Zusätzliche relevante chemische Produktparameter werden nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

4.3. Ebenen für den Emissionsfaktor - Methode B

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 2 Tabelle 3 an.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber wendet einen länderspezifischen Emissionsfaktor gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe b oder c an.
Ebene 3:	Die Menge relevanter Metalloxide, die bei der Zersetzung von Karbonaten im Produkt anfallen, wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt. Zur Umrechnung von Zusammensetzungsdaten in Emissionsfaktoren werden die stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 Tabelle 3 herangezogen, wobei davon ausgegangen wird, dass alle relevanten Metalloxide aus den jeweiligen Karbonaten stammen.

4.4. Ebenen für den Umsetzungsfaktor - Methode B

Ebene 1:

Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1.

Ebene 2:

Die Menge der nicht karbonatischen Verbindungen relevanter Metalle in den Rohmaterialien, einschließlich bereits kalzinierter Materialien wie Rückstaub oder Flugasche oder anderer Materialien, wird durch Umsetzungsfaktoren mit einem Wert zwischen 0 und 1 berücksichtigt, wobei der Wert 1 einer vollständigen Umsetzung von Rohmaterialkarbonaten in Oxide entspricht. Zusätzliche relevante chemische Parameter der Prozess-Inputs werden nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Überwachungsmethodiken für den Luftverkehr
(Artikel 52 und 56)

Anhang III

1. Berechnungsmethodiken für die Bestimmung von THG im Sektor Luftverkehr

Methode A

Der Luftfahrzeugbetreiber wendet die folgende Formel an:

Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug (t) = Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den betreffenden Flug (t) - Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den Folgeflug (t) + Treibstoffbetankung für diesen Folgeflug (t)

Findet keine Betankung für den Flug oder den Folgeflug statt, so wird die Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks beim Blockoff für den Flug bzw. den Folgeflug bestimmt. In dem Ausnahmefall, dass ein Luftfahrzeug nach dem Flug, für den der Treibstoffverbrauch überwacht wird, andere Tätigkeiten als einen Flug ausführt, einschließlich größerer Wartungsarbeiten, die ein Entleeren der Tanks erfordern, kann der Luftfahrzeugbetreiber die "Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den Folgeflug + Treibstoffbetankung für diesen Folgeflug" durch die "in den Tanks zu Beginn der nachfolgenden Tätigkeit des Luftfahrzeugs verbliebene Treibstoffmenge", wie sie in den technischen Logs aufgezeichnet ist, ersetzen.

Methode B

Der Luftfahrzeugbetreiber wendet die folgende Formel an:

Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug (t) = beim Blockon am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge (t) + Treibstoffbetankung für den Flug (t) - beim Blockon am Ende des Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge (t)

Der Blockon kann als der Zeitpunkt angesehen werden, zu dem die Motoren abgestellt werden. Hat das Luftfahrzeug vor dem Flug, dessen Treibstoffverbrauch überwacht wird, keinen Flug ausgeführt, so kann der Luftfahrzeugbetreiber anstelle der "beim Blockon am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebenen Treibstoffmenge" "die am Ende der vorangegangenen Tätigkeit des Luftfahrzeugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge" angeben, wie sie in den technischen Logs aufgezeichnet ist.

2. - gestrichen - ¹⁸

Tabelle 1 - gestrichen ¹⁸

3. Emissionsfaktoren für Standardtreibstoffe

Tabelle 2: CO₂-Emissionsfaktoren für Flugzeugtreibstoffe

Treibstoff	Emissionsfaktor (t CO₂/t Treibstoff)
Flugbenzin (AvGas)	3,10
Jetbenzin (JET B)	3,10
Jetkerosin (JET A1 oder JET A)	3,15

4. Berechnung der Großkreisentfernung

Flugstrecke (km) = Großkreisentfernung (km) + 95 km

Die Großkreisentfernung entspricht der kürzesten Flugstrecke zwischen zwei beliebigen Punkten auf der Erdoberfläche, die nach dem System gemäß Anhang 15 Artikel 3.7.1.1 des Übereinkommens von Chicago (WGS 84) angeglichen wird.

Die Längen- und Breitengradpositionen der Flugplätze werden entweder aus in Luftfahrthandbüchern gemäß Anhang 15 des Übereinkommens von Chicago (Aeronautical Information Publications, AIP) veröffentlichten Flugplatzstandortdaten oder aus einer AIP-Daten nutzenden Quelle entnommen.

Anhand einer Software oder von Dritten berechnete Flugstrecken können ebenfalls herangezogen werden, vorausgesetzt, die Berechnungsmethodik beruht auf der in diesem Abschnitt genannten Formel, auf AIP-Daten und den WGS 84-Vorgaben.

Aktivitätsspezifische Überwachungsmethodiken für Anlagen (Artikel 20 Absatz 2)

Anhang IV ¹⁸

1. Spezifische Überwachungsvorschriften für Emissionen aus Verbrennungsprozessen

Geltungsbereich
Die Anlagenbetreiber überwachen CO₂-Emissionen aus allen Arten von Verbrennungsprozessen im Rahmen der Tätigkeiten, die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgelistet sind oder gemäß Artikel 24 der genannten Richtlinie in das EU-System einbezogen wurden, einschließlich Emissionen aus der damit zusammenhängenden Abgaswäsche, nach den Vorschriften dieses Anhangs. Unbeschadet anderer Klassifikationen für Emissionen werden Emissionen aus Brennstoffen, die als Prozess-Input verwendet werden, hinsichtlich der Überwachungs- und Berichterstattungsmethodiken wie Emissionen aus der Verbrennung behandelt.
Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen und Geräten unterliegen nicht der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht der Anlagenbetreiber. Alle Emissionen einer Anlage aus der Verbrennung von Brennstoffen sind dieser Anlage zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Strom an andere Anlagen abgegeben werden. Emissionen aus der Erzeugung von Wärme oder Strom, die bzw. der von einer anderen Anlage bezogen wird, werden der annehmenden Anlage nicht zugerechnet.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden Emissionsquellen: Heizkessel, Brenner, Turbinen, Erhitzer, Industrieöfen, Verbrennungsöfen, Brennöfen, Öfen, Trockner, Motoren, Fackeln, Abgaswäscher (Prozessemissionen) und alle anderen Geräte oder Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, ausgenommen Geräte oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Beförderungszwecken genutzt werden.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus Verbrennungsprozessen werden gemäß Artikel 24 Absatz 1 berechnet, es sei denn, die Brennstoffe sind Teil einer Massenbilanz gemäß Artikel 25. Es gelten die in Anhang II Abschnitt 2 festgelegten Ebenen. Darüber hinaus werden Prozessemissionen aus der Abgaswäsche nach den Vorschriften gemäß Unterabschnitt C überwacht.
Für Emissionen aus Abfackelprozessen gelten die spezifischen Vorschriften von Unterabschnitt D dieses Abschnitts.
Verbrennungsprozesse, die in Gasaufbereitungsstationen stattfinden, können unter Verwendung einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 überwacht werden.

Abgaswäsche

Prozessbedingte CO₂-Emissionen aus dem Abgasstrom, die durch den Einsatz von Karbonat für die Sauergaswäsche entstehen, werden gemäß Artikel 24 Absatz 2 auf der Grundlage des verbrauchten Karbonats (Methode A) oder des erzeugten Gipses (Methode B) berechnet.

Methode A: Emissionsfaktor

Ebene 1:

Der Emissionsfaktor wird aus den stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 bestimmt. Die CaCO₃ - und die MgCO₃-Menge in dem betreffenden Input-Material wird nach den Bestpractice-Leitlinien der Industrie bestimmt.

Methode B: Emissionsfaktor

Ebene 1:

Der Emissionsfaktor entspricht dem stöchiometrischen Verhältnis von Trockengips (CaSO₄ 2H₂O) zu emittiertem CO₂: 0,2558 t CO₂/t Gips.

Fackeln

Bei der Berechnung der Emissionen aus dem Abfackeln von Gasen berücksichtigt der Anlagenbetreiber die Emissionen aus routinemäßigen und operationellen Abfackelvorgängen (Auslösen, Anfahren, Abschalten und Notbetrieb). Der Anlagenbetreiber berücksichtigt auch inhärentes CO₂ gemäß Artikel 48.

Abweichend von Anhang II Abschnitt 2.1 werden die Ebenen 1 und 2b für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt:

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber legt als Referenzwert einen aus der Verbrennung von reinem Ethan errechneten Emissionsfaktor von 0,00393 t CO₂/Nm³ zugrunde, der als konservativer Proxywert für Fackelgase verwendet wird.
Ebene 2b:	Anlagenspezifische Emissionsfaktoren werden anhand der Prozessmodellierung auf Basis von Industriestandardmodellen aus einem Schätzwert des Molekulargewichts des Fackelgasstromes errechnet. Durch Betrachtung der relativen Anteile und der Molekulargewichte der jeweiligen Stoffströme wird für das Molekulargewicht des Fackelgases ein gewichteter Jahresmittelwert errechnet.

Abweichend von Anhang II Abschnitt 2.3 finden bei Fackelgasen für den Oxidationsfaktor ausschließlich die Ebenen 1 und 2 Anwendung.

2. Raffination von Mineralöl gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber überwacht und meldet alle CO₂-Emissionen aus Verbrennungs- und Produktionsprozessen innerhalb der Raffinerien.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kessel; Prozessfeuerungen, interne Verbrennungsmotoren/Turbinen; katalytische und thermische Oxidatoren; Kokskalzinieröfen; Löschwasserpumpen; Not-/Ersatzgeneratoren; Fackeln, Verbrennungsöfen; Cracker; Wasserstoffproduktionseinheiten; Claus-Anlage; katalytische Regeneration (durch katalytisches Cracken und andere katalytische Verfahren) und Kokserzeugungsanlagen (Flexicoking, Delayed Coking).
Spezifische Überwachungsvorschriften
Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Mineralölraffination werden gemäß Abschnitt 1 dieses Anhangs (für Emissionen aus der Verbrennung einschließlich Abgaswäsche) überwacht. Der Anlagenbetreiber kann die Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25 auf die gesamte Raffinerie oder auf einzelne Prozesseinheiten wie Schwerölvergasung oder Kalzinieranlagen anwenden. Werden Standardmethodik und Massenbilanz kombiniert angewandt, so muss der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
Abweichend von den Artikeln 24 und 25 werden Emissionen aus der Regenerierung katalytischer Cracker und anderer Katalysatoren und aus Flexicokern anhand einer Massenbilanz überwacht, wobei die Zusammensetzung der zugeführten Luft und der Abgase berücksichtigt wird. Sämtliches Kohlenmonoxid (CO) im Abgas wird rechnerisch wie CO₂ behandelt, wobei folgende Massenrelation zugrunde gelegt wird: t CO₂ = t CO ×1,571. Die Analyse von zugeführter Luft und Abgasen und die Wahl der Ebenen erfolgen nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35. Der spezifische Berechnungsansatz muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden.
Abweichend von Artikel 24 werden Emissionen aus der Wasserstoffproduktion als Tätigkeitsdaten (angegeben als eingesetzte Menge Tonnen Kohlenwasserstoff), multipliziert mit dem Emissionsfaktor (angegeben als t CO₂/t Einsatzmenge), berechnet. Für den Emissionsfaktor werden folgende Ebenen festgelegt:
Ebene 1: Der Anlagenbetreiber legt einen auf Ethan beruhenden konservativen Referenzwert von 2,9 t CO₂ je Tonne verarbeitetes Input-Material zugrunde.
Ebene 2: Der Anlagenbetreiber legt einen gemäß den Artikeln 32 bis 35 bestimmten und anhand des Kohlenstoffgehalts des Einsatzgases berechneten tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktor zugrunde.

3. Herstellung von Koks gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Rohstoffe (einschließlich Kohle oder Petrolkoks); konventionelle Brennstoffe (einschließlich Erdgas); Prozessgase (einschließlich Gichtgas - BFG); sonstige Brennstoffe und Abgaswäsche.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Für die Überwachung von Emissionen aus der Kokserzeugung kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 anwenden.

4. Röstung oder Sinterung von Metallerz gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Rohstoffe (Kalzinierung von Kalkstein, Dolomit und karbonatischen Eisenerzen, einschließlich FeCO₃); konventionelle Brennstoffe (einschließlich Erdgas und Koks/Koksgrus); Prozessgase (einschließlich Kokereigas - COG, und Gichtgas - BFG); als Einsatzmaterial verwendete Prozessrückstände einschließlich Filterstaub aus Sinteranlagen, Konverter und Hochofen; sonstige Brennstoffe und Abgaswäsche.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Für die Überwachung von Emissionen aus Röst-, Sinter- und Pelletieranlagen für Metallerz kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 anwenden.

5. Herstellung von Roheisen oder Stahl gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Rohstoffe (Kalzinierung von Kalkstein, Dolomit und karbonatischen Eisenerzen, einschließlich FeCO₃), konventionelle Brennstoffe (Erdgas, Kohle und Koks); Reduktionsmittel (einschließlich Koks, Kohle, Kunststoffe usw.); Prozessgase (Kokereigas - COG, Gichtgas - BFG und Konvertergas - BOFG); Verbrauch von Graphitelektroden; andere Brennstoffe und Abgaswäsche.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Für die Überwachung von Emissionen aus der Produktion von Roheisen und Stahl kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.

Abweichend von Anhang II Abschnitt 3.1 wird Ebene 3 für den Kohlenstoffgehalt wie folgt festgelegt:

Ebene 3:

Der Anlagenbetreiber errechnet den Kohlenstoffgehalt von Input- oder Output-Stoffströmen gemäß den Vorschriften der Artikel 32 bis 35 für repräsentative Probenahmen von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten und für die Bestimmung ihrer Kohlenstoffgehalte und des Biomasseanteils. Er legt für den Kohlenstoffgehalt von Produkten oder Zwischenprodukten jährliche Analysen zugrunde, die nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 durchgeführt werden, oder er errechnet den Kohlenstoffgehalt aus Zusammensetzungsmittelwerten, wie sie in internationalen oder nationalen Normen festgelegt sind.

6. Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Die Vorschriften dieses Abschnitts gelten nicht für die Überwachung der CO₂-Emissionen aus der Produktion von Roheisen und Stahl und der Produktion von Primäraluminium und die diesbezügliche Berichterstattung.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: konventionelle Brennstoffe; alternative Brennstoffe, einschließlich Kunststoffe; Granulat aus einem Shredder nachgeordneten Anlagen; Reduktionsmittel, einschließlich Koks; Graphitelektroden; Rohstoffe, einschließlich Kalkstein und Dolomit; kohlenstoffhaltige Metallerze und -konzentrate; sekundäre Einsatzstoffe.
Spezifische Überwachungsvorschriften
In Anlagen, in denen Kohlenstoff aus in der Anlage eingesetzten Brennstoffen oder Materialien in den Produkten oder anderen Produktions-Outputs verbleibt, wendet der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 an. In allen anderen Fällen berechnet er die Verbrennungs- und Prozessemissionen anhand der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 separat.
Wird eine Massenbilanz zugrunde gelegt, so kann der Anlagenbetreiber Emissionen aus Verbrennungsprozessen in der Massenbilanz berücksichtigen oder für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.

7. CO₂-Emissionen aus der Herstellung oder Verarbeitung von Primäraluminium gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber wendet die Vorschriften dieses Abschnitts auch für die Überwachung von CO₂-Emissionen aus der Herstellung von Elektroden für die Primäraluminiumherstellung, einschließlich eigenständiger Anlagen zur Herstellung derartiger Elektroden, und die diesbezügliche Berichterstattung an.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Brennstoffe für die Wärme- oder Dampferzeugung; Elektrodenproduktion; Reduktion von Al₂O₃ bei der Elektrolyse, die mit dem Elektrodenverbrauch zusammenhängt; Einsatz von Sodaasche oder anderen Karbonaten für die Abgaswäsche.
Die dabei anfallenden Emissionen von Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC) aus Anodeneffekten, einschließlich diffuser Emissionen, werden gemäß Abschnitt 8 dieses Anhangs überwacht.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Der Anlagenbetreiber ermittelt die CO₂-Emissionen aus der Herstellung oder Verarbeitung von Primäraluminium nach der Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25. Bei der Massenbilanzmethodik wird der gesamte Kohlenstoff in Input-Materialien, Beständen, Produkten und anderen Exporten im Zusammenhang mit dem Mischen, Formen, Brennen und Verwerten von Elektroden sowie mit dem Elektrodenverbrauch bei der Elektrolyse berücksichtigt. Werden vorgebrannte Anoden verwendet, so kann die Massenbilanz entweder für Herstellung und Verbrauch getrennt oder für beides zusammen angewendet werden. Im Falle von Søderberg-Zellen legt der Anlagenbetreiber eine gemeinsame Massenbilanz zugrunde.
Für Emissionen aus Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber entweder die Emissionen in der Massenbilanz berücksichtigen oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.

8. PFC-Emissionen aus der Herstellung oder Verarbeitung von Primäraluminium gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber wendet die folgenden Vorschriften für Emissionen von Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC) aus Anodeneffekten, einschließlich diffusen PFC-Emissionen, an. Für damit zusammenhängende CO₂-Emissionen, einschließlich Emissionen aus der Elektrodenfertigung, legt der Anlagenbetreiber Abschnitt 7 dieses Anhangs zugrunde.

Bestimmung von PFC-Emissionen

PFC-Emissionen werden aus den Emissionen berechnet, die in einer Leitung oder einem Kamin ("Punktquellenemissionen") gemessen werden können, sowie aus diffusen Emissionen, wobei die Abscheideleistung der Leitung zugrunde gelegt wird:

PFC-Emissionen (insgesamt) = PFC-Emissionen (Leitung)/Abscheideleistung

Die Abscheideleistung wird bei der Bestimmung der anlagenspezifischen Emissionsfaktoren gemessen. Für ihre Bestimmung ist die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 der IPCC-Leitlinien von 2006 unter Ebene 3 genannten Leitlinien heranzuziehen.

Der Anlagenbetreiber berechnet die über eine Leitung oder einen Kamin ausgestoßenen CF₄- und C₂F₆-Emissionen nach einer der folgenden Methoden:

Methode A, soweit die Anodeneffekt-Minuten je Zelltag aufgezeichnet werden;
Methode B, soweit die Anodeneffekt-Überspannung aufgezeichnet wird.

Berechnungsmethode A - Steigungsmethode:

Der Anlagenbetreiber bestimmt die PFC-Emissionen nach den folgenden Gleichungen:

CF₄-Emissionen (t) = AEM × (SEF_CF4/1 000) × Pr_Al
C₂F₆-Emissionen (t) = CF₄-Emissionen × F_C2F6

Dabei sind:

AEM = Anodeneffekt-Minuten/Zelltag

SEF_CF4 = Steigungskoeffizient [(kg CF₄/produzierte t Al)/(Anodeneffekt-Minuten/Zelltag)]. Werden verschiedene Zelltypen verwendet, so können gegebenenfalls unterschiedliche Steigungskoeffizienten angewandt werden.

Pr_Al = Jahresproduktion Primäraluminium (t)

F_C2F6 = Gewichtungsfaktor C₂F₆ (t C₂F₆/t CF₄)

Anodeneffekt-Minuten je Zelltag drücken die Häufigkeit von Anodeneffekten (Zahl der Anodeneffekte/Zelltag), multipliziert mit der mittleren Dauer der Anodeneffekte (Anodeneffekt-Minuten/Häufigkeit), aus:

AEM = Häufigkeit ×mittlere Dauer

Emissionsfaktor:	Der Emissionsfaktor für CF₄ (Steigungskoeffizient SEF_CF4) drückt die emittierte Menge CF₄ (kg) je produzierte Tonne Aluminium und Anodeneffekt-Minute/Zelltag aus. Der Emissionsfaktor für C₂F₆ (Gewichtungsfaktor F_C2F6) drückt die emittierte Menge C₂F₆ (t) im Verhältnis zur emittierten Menge CF₄ (t) aus.
Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet technologiespezifische Emissionsfaktoren aus Tabelle 1 dieses Abschnitts von Anhang IV an.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber wendet anlagenspezifische Emissionsfaktoren für CF₄ und C₂F₆ an, die durch kontinuierliche oder periodische Feldmessungen ermittelt werden. Für die Bestimmung dieser Emissionsfaktoren greift er auf die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 der IPCC- Leitlinien von 2006 unter Ebene 3 genannten Leitlinien zurück ¹. Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren jeweils mit einer maximalen Unsicherheit von ± 15 %.

Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren mindestens alle drei Jahre oder - falls relevante Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen - früher. Als relevante Änderung gilt eine Änderung bei der Verteilung der Anodeneffektdauer oder eine Änderung des Kontrollalgorithmus, die sich auf das Gemisch der Art der Anodeneffekte oder die Strategie zum Löschen des Anodeneffekts auswirkt.

Tabelle 1: Technologiespezifische Emissionsfaktoren, bezogen auf Tätigkeitsdaten für die Steigungsmethode

Technologie	Emissionsfaktor für CF₄ (SEFCF₄) [(kg CF₄/t Al)/(AE-Minuten/Zelltag)]	Emissionsfaktor für C₂F₆ (F_C2F6) (t C₂F₆/t CF₄)
Mittenbedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden (CWPB)	0,143	0,121
Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung (VSS)	0,092	0,053

Berechnungsmethode B - Überspannungsmethode:

Soweit die Anodeneffekt-Überspannung gemessen wird, bestimmt der Anlagenbetreiber die PFC-Emissionen nach den folgenden Gleichungen:

CF₄-Emissionen (t) = OVC× (AEO/CE) ×Pr_Al×0,001
C₂F₆-Emissionen (t) = CF₄-Emissionen×F_C2F6

Dabei sind:

OVC = Überspannungskoeffizient ("Emissionsfaktor"), ausgedrückt in kg CF₄ je produzierte Tonne Aluminium und Millivolt (mV) Überspannung

AEO = Anodeneffekt-Überspannung je Zelle (in mV), bestimmt als das Integral von (Zeit×Spannung über der Zielspannung), geteilt durch die Zeit (Dauer) der Datenerhebung

CE = mittlere Stromeffizienz der Aluminiumproduktion (%)

Pr_Al = Jahresproduktion Primäraluminium (t)

F_C2F6 = Gewichtungsfaktor C₂F₆ (t C₂F₆/t CF₄)

Die Angabe AEO/CE (Anodeneffekt-Überspannung/Stromeffizienz) drückt die zeitintegrierte mittlere Anodeneffekt-Überspannung (mV Überspannung) je mittlerer Stromeffizienz (%) aus.

Emissionsfaktor:	Der Emissionsfaktor für CF₄ ("Überspannungskoeffizient" OVC) drückt die je produzierte Tonne Aluminium emittierte Menge CF₄ (kg) je Millivolt (Mv) Überspannung aus. Der Emissionsfaktor für C₂F₆ (Gewichtungsfaktor F_C2F6) drückt die emittierte Menge C₂F₆ (t) im Verhältnis zur emittierten Menge CF₄ (t) aus.
Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet technologiespezifische Emissionsfaktoren aus Tabelle 2 dieses Abschnitts von Anhang IV an.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber wendet anlagenspezifische Emissionsfaktoren für CF₄ [(kg CF₄/t Al)/(mV)] und C₂F₆ [t C₂F₆/t CF₄] an, die durch kontinuierliche oder periodische Feldmessungen ermittelt werden. Für die Bestimmung dieser Emissionsfaktoren greift er auf die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 der IPCC-Leitlinien von 2006 unter Ebene 3 genannten Leitlinien zurück. Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren jeweils mit einer maximalen Unsicherheit von ± 15 %.

Tabelle 2: Technologiespezifische Emissionsfaktoren, bezogen auf Überspannungs-Tätigkeitsdaten

Technologie	Emissionsfaktor für CF₄ [(kg CF₄/t Al)/mV]	Emissionsfaktor für C₂F₆ (t C₂F₆/t CF₄)
Mittenbedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden (CWPB)	1,16	0,121
Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung (VSS)	entfällt	0,053

Bestimmung von CO_2(Äq)-Emissionen
Der Anlagenbetreiber berechnet die CO_2(Äq)-Emissionen aus CF₄- und C₂F₆-Emissionen nach folgender Gleichung und legt dabei die Treibhauspotenziale (global warming potentials, GWP) gemäß Anhang VI Abschnitt 3 Tabelle 6 zugrunde:
PFC-Emissionen [t CO_2(Äq)] = CF₄-Emissionen (t) × GWP_CF4 + C₂F₆-Emissionen (t) ×GWP_C2F6

9. Herstellung von Zementklinker gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kalzinierung von Kalkstein in den Rohstoffen; konventionelle fossile Ofenbrennstoffe; alternative fossile Ofenbrennstoffe und Rohstoffe; Ofenbrennstoffe mit biogenem Anteil (Biomasse-Abfälle); andere Brennstoffe als Ofenbrennstoffe; Gehalt an organischem Kohlenstoff von Kalkstein und Schiefer und Rohmaterial für die Abgaswäsche.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht. Prozessemissionen aus Rohmehlkomponenten werden gemäß Anhang II Abschnitt 4 auf Basis des Karbonatgehalts des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder der Menge des erzeugten Klinkers (Berechnungsmethode B) überwacht. Wenigstens die folgenden Karbonate müssen berücksichtigt werden: CaCO₃, MgCO₃ and FeCO₃.
CO₂-Emissionen im Zusammenhang mit aus dem Prozess abgeschiedenem Staub und mit organischem Kohlenstoff in den Rohmaterialien werden nach Maßgabe der Unterabschnitte C und D dieses Abschnitts von Anhang IV hinzugerechnet.
Berechnungsmethode A: Prozess-Input-Betrachtung
Werden Zementofenstaub (cement kiln dust, CKD) und Bypass-Staub aus dem Ofensystem abgeschieden, so betrachtet der Anlagenbetreiber das betreffende Rohmaterial nicht als Prozess-Input, sondern er berechnet die CKD-Emissionen nach Maßgabe von Unterabschnitt C.
Sofern Rohmehl nicht als solches charakterisiert wird, wendet der Anlagenbetreiber die Unsicherheitsvorschriften für Tätigkeitsdaten auf jeden der relevanten kohlenstoffhaltigen Ofen-Inputs separat an, wobei Doppelerfassungen oder Nichterfassungen aufgrund von Materialrücklauf bzw. Bypass-Material zu vermeiden sind. Werden Tätigkeitsdaten auf Basis des produzierten Klinkers ermittelt, so kann die Nettorohmehlmenge anhand eines anlagenspezifischen empirischen Rohmehl/Klinker-Quotienten bestimmt werden, der mindestens ein Mal jährlich nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie auf den neuesten Stand gebracht wird.
Berechnungsmethode B: Klinker-Output-Betrachtung
Der Anlagenbetreiber bestimmt Tätigkeitsdaten anhand der Klinkerproduktion (t) im Berichtszeitraum, und zwar
1. entweder durch direktes Wiegen des Klinkers
2. oder auf Basis der Zementauslieferungen nach folgender Formel (Materialbilanz unter Berücksichtigung des Klinkerversands, der Klinkerzulieferung und der Veränderungen des Klinkerbestands):
  Klinkerproduktion (t) = ((Zementauslieferungen (t) - Veränderung des Zementbestands (t)) ×Klinker/Zement-Quotient [t Klinker/t Zement]) - (zugelieferter Klinker (t)) + (versendeter Klinker (t)) - (Veränderung des Klinkerbestands (t))
Der Anlagenbetreiber berechnet den Zement/Klinker-Quotienten entweder für jedes der verschiedenen Zementprodukte nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 oder aus der Differenz zwischen Zementzulieferungen, Bestandsveränderungen und als Zusatzstoffe im Zement verwendeten Materialien einschließlich Bypass- und Zementofenstaub.
Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 wird Ebene 1 für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt:
Ebene 1: Der Anlagenbetreiber wendet einen Emissionsfaktor von 0,525 t CO₂/t Klinker an.

Emissionen bezogen auf Staubabscheidungen

Hinzurechnen muss der Anlagenbetreiber CO₂-Emissionen aus abgeschiedenem Bypass-Staub oder Zementofenstaub (CKD), bereinigt um die teilweise CKD-Kalzinierung, die als Prozessemission im Sinne von Artikel 24 Absatz 2 berechnet wird. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen 1 und 2 für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt:

Ebene 1:	Der Anlagenbetreiber wendet einen Emissionsfaktor von 0,525 t CO₂/t Staub an.
Ebene 2:	Der Anlagenbetreiber bestimmt den Emissionsfaktor (EF) mindestens ein Mal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 und nach folgender Formel:

Dabei sind: EF_CKD = Emissionsfaktor für teilweise kalzinierten Zementofenstaub (t CO₂/t CKD) EF_Kli = anlagenspezifischer Emissionsfaktor für Klinker (t CO₂/t Klinker) G = Grad der CKD-Kalzinierung (abgeschiedenes CO₂ als prozentualer Anteil des Gesamtkarbonat-CO₂ in der Rohmischung)
Ebene 3	für den Emissionsfaktor findet keine Anwendung.

Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff im Rohmehl

Der Anlagenbetreiber bestimmt zumindest die Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff in Kalkstein, Schiefer oder alternativem Rohmaterial (z.B. Flugasche), die im Rohmehl im Ofen verwendet werden, nach Maßgabe von Artikel 24 Absatz 2.

Die Ebenen für den Emissionsfaktor werden wie folgt festgelegt:

Ebene 1:	Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird nach den Best- Practice-Leitlinien der Industrie geschätzt.
Ebene 2:	Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird mindestens ein Mal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.
Die Ebenen für den Umsetzungsfaktor werden wie folgt festgelegt:
Ebene 1:	Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1.
Ebene 2:	Der Umsetzungsfaktor wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie berechnet.

10. Herstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder Magnesit gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG ¹⁸

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kalzinierung von Kalkstein, Dolomit oder Magnesit in den Rohstoffen; konventionelle fossile Ofenbrennstoffe; alternative fossile Ofenbrennstoffe und Rohstoffe; Ofenbrennstoffe mit biogenem Anteil (Biomasse-Abfälle) und andere Brennstoffe.
Soweit der Branntkalk und das CO₂ aus dem Kalkstein für Reinigungsprozesse verwendet werden, so dass annähernd dieselbe Menge CO₂ wieder gebunden wird, müssen die Karbonatzersetzung und der Reinigungsprozess nicht separat in das Monitoringkonzept der Anlage einbezogen werden.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs, Prozessemissionen aus Rohmaterialien gemäß Anhang II Abschnitt 4 überwacht. Kalzium- und Magnesium-Karbonate müssen stets berücksichtigt werden. Andere Karbonate und organischer Kohlenstoff im Rohmaterial sind gegebenenfalls zu berücksichtigen.
Für die Methodik der Input-Betrachtung werden die Karbonatgehaltswerte um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des Materials bereinigt. Bei der Magnesiaherstellung sind gegebenenfalls andere nichtkarbonatige magnesiumhaltige Mineralstoffe zu berücksichtigen.
Doppelerfassungen oder Nichterfassungen aufgrund von Materialrückläufen oder von Bypass-Material sind zu vermeiden. Bei Anwendung von Methode B ist Kalkofenstaub gegebenenfalls als separater Stoffstrom zu betrachten.

11. Herstellung von Glas, Glasfasern oder Dämmmaterial aus Mineralwolle gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber wendet die Vorschriften dieses Abschnitts auch auf Anlagen an, in denen Wasserglas und Steinwolle hergestellt werden.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Zersetzung von Alkali- und Erdalkalikarbonaten aufgrund des Schmelzens des Rohmaterials; konventionelle fossile Brennstoffe; alternative fossile Brennstoffe und Rohstoffe; Brennstoffe mit biogenem Anteil; andere Brennstoffe; kohlenstoffhaltige Zusatzstoffe wie Koks, Kohlenstaub und Graphit; Nachverbrennung von Abgasen und Abgaswäsche.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung, einschließlich der Abgaswäsche, und aus Prozessmaterialien einschließlich Koks, Graphit und Kohlenstaub werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs, Prozessemissionen aus Rohstoffen nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht. Zumindest folgende Karbonate müssen berücksichtigt werden: CaCO₃, MgCO₃, Na₂CO₃, NaHCO₃, BaCO₃, Li₂CO₃, K₂CO₃ and SrCO₃. Nur Methode A findet Anwendung.

Die Ebenen für den Emissionsfaktor werden wie folgt festgelegt:

Ebene 1:	Es sind die stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 zugrunde zu legen. Die Reinheit des jeweiligen Input-Materials wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt.
Ebene 2:	Die Menge der relevanten Karbonate im jeweiligen Input-Material wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Für den Umsetzungsfaktor findet ausschließlich Ebene 1 Anwendung.

12. Herstellung von keramischen Erzeugnissen gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Ofenbrennstoffe; Kalzinierung von Kalkstein/Dolomit und anderen Karbonaten im Rohmaterial; Kalkstein und andere Karbonate zur Reduzierung von Luftschadstoffen und andere Arten der Abgaswäsche; fossile Zusatzstoffe/ Biomasse-Zusatzstoffe zur Anregung der Porenbildung, einschließlich Polystyrol; Rückstände aus der Papierherstellung oder Sägespäne; fossile organische Stoffe in Ton und anderem Rohmaterial.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung, einschließlich der Abgaswäsche, werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs, Prozessemissionen aus Rohmehlkomponenten nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht. Für Keramikprodukte aus gereinigtem oder synthetischem Ton kann der Anlagenbetreiber entweder Methode A oder Methode B anwenden. Für Keramikprodukte aus naturbelassenem Ton und wenn Tone oder Zusatzstoffe mit hohem Gehalt an organischen Stoffen verwendet werden, wendet der Anlagenbetreiber Methode A an. Kalziumkarbonate werden immer berücksichtigt. Andere Karbonate und organischer Kohlenstoff im Rohmaterial werden gegebenenfalls berücksichtigt.

Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gelten für Prozessemissionen die folgenden Ebenen für Emissionsfaktoren:

Methode A (Input-Betrachtung):

Ebene 1:	Für die Berechnung des Emissionsfaktors wird anstelle von Analyseergebnissen ein konservativer Wert von 0,2 Tonnen CaCO₃ (entspricht 0,08794 Tonnen CO₂) je Tonne Trockenton angewandt.
Ebene 2:	Nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie wird unter Beachtung der besonderen Merkmale der Anlage und ihrer Produktpalette ein Emissionsfaktor für jeden Stoffstrom errechnet und mindestens ein Mal jährlich aktualisiert.
Ebene 3:	Die Zusammensetzung der relevanten Rohmaterialien wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Methode B (Output-Betrachtung):

Ebene 1:	Für die Berechnung des Emissionsfaktors wird anstelle von Analyseergebnissen ein konservativer Wert von 0,123 Tonnen CaO (entspricht 0,09642 Tonnen CO₂) je Tonne Produkt angewandt.
Ebene 2:	Nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie wird unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale der Anlage und ihrer Produktpalette ein Emissionsfaktor für jeden Stoffstrom errechnet und mindestens ein Mal jährlich aktualisiert.
Ebene 3:	Die Zusammensetzung der relevanten Produkte wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Abweichend von Abschnitt 1 dieses Anhangs gilt für die Abgaswäsche die folgende Ebene für den Emissionsfaktor:

Ebene 1:

Der Anlagenbetreiber wendet die stöchiometrische Verhältniszahl für CaCO₃ gemäß Anhang VI Abschnitt 2 an.

Für die Abgaswäsche wird weder eine andere Ebene noch ein Umsetzungsfaktor angewandt. Die Doppelerfassung von gebrauchtem und von derselben Anlage zu Rohmaterial recycliertem Kalkstein ist zu vermeiden.

13. Herstellung von Gipserzeugnissen und Gipskartonplatten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens alle CO₂-Emissionen aus allen Arten von Verbrennungstätigkeiten.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.

14. Herstellung von Zellstoff und Papier gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG ¹⁸

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kessel, Gasturbinen und andere Feuerungsanlagen, die Dampf oder Strom erzeugen; Rückgewinnungskessel und andere Einrichtungen, in denen Ablaugen verbrannt werden; Brennöfen, Kalköfen und Kalzinieröfen; Abgaswäsche und Trockner, die mit Brennstoffen befeuert werden (z.B. Infrarottrockner).

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung einschließlich Abgaswäsche werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.

Prozessemissionen aus Rohmaterialien, die als Zusatzchemikalien verwendet werden (dies betrifft mindestens Kalkstein und Soda), werden nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht (nur Methode A). CO₂-Emissionen aus der Rückgewinnung von Kalkschlamm bei der Zellstoffherstellung werden als CO₂ aus recyclierter Biomasse betrachtet. Nur die CO₂-Menge, die dem Input von Zusatzchemikalien entspricht, gilt als fossile CO₂-Emission.

Für Emissionen aus Zusatzchemikalien gelten die für den Emissionsfaktor festgelegten Ebenen:

Ebene 1:	Es sind die stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 zugrunde zu legen. Die Reinheit des jeweiligen Input-Materials wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt. Die errechneten Werte sind um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des eingesetzten Karbonatmaterials zu bereinigen.
Ebene 2:	Die Menge der relevanten Karbonate im jeweiligen Input-Material wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Für den Umsetzungsfaktor findet ausschließlich Ebene 1 Anwendung.

15. Herstellung von Industrieruss gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt als CO₂-Emissionsquellen mindestens alle Brennstoffe für die Verbrennung und als Prozessmaterial verwendeten Brennstoffe.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus der Herstellung von Industrieruß können entweder als Verbrennungsprozess einschließlich Abgaswäsche gemäß Abschnitt 1 dieses Anhangs oder mittels einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 überwacht werden.

16. Bestimmung von Distickstoffoxid-Emissionen (N₂O) aus der Herstellung von Salpetersäure, Adipinsäure, Caprolactam, Glyoxal und Glyoxylsäure gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Jeder Anlagenbetreiber berücksichtigt für jede Tätigkeit, bei der N₂O-Emissionen entstehen, sämtliche Quellen, aus denen N₂O im Rahmen von Herstellungsprozessen emittiert wird; dazu zählen auch herstellungsbedingte N₂O-Emissionen, die durch Emissionsminderungsvorrichtungen geleitet werden, einschließlich
1. im Falle der Salpetersäureherstellung - N₂O-Emissionen aus der katalytischen Oxidation von Ammoniak und/oder aus NO_x/N₂O-Minderungsanlagen;
2. im Falle der Adipinsäureherstellung - N₂O-Emissionen, auch solche aus der Oxidationsreaktion, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;
3. im Falle der Glyoxal- und Glyoxylsäureherstellung - N₂O-Emissionen, auch solche aus Prozessreaktionen, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;
4. im Falle der Caprolactam-Herstellung - N₂O-Emissionen, auch solche aus Prozessreaktionen, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen.
Die Vorschriften gelten nicht für N₂O-Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen.
Bestimmung von N₂O-Emissionen
B.1. Jährliche N₂O-Emissionen
Der Anlagenbetreiber überwacht die N₂O-Emissionen aus der Salpetersäureherstellung durch kontinuierliche Emissionsmessung. N₂O-Emissionen aus der Herstellung von Adipinsäure, Caprolactam, Glyoxal und Glyoxylsäure werden im Falle der Emissionsminderung nach einer auf Messung beruhenden Methodik und im Falle von vorübergehend ungeminderten Emissionen nach einer (auf einem Massenbilanzansatz beruhenden) Berechnungsmethode überwacht.
Für jede Quelle, deren Emissionen kontinuierlich gemessen werden, betrachtet der Anlagenbetreiber als Jahresgesamtemissionen die nach folgender Formel berechnete Summe aller stündlichen Emissionen:
N₂O-Emissionen_jährlich (t) = ∑ (N₂O-Konz_stündlich [mg/Nm³] × Abgasstrom_stündlich [Nm³/h]) ×10^-9

Dabei sind:
N₂O-Emissionen_jährlich = die gesamten jährlichen N₂O-Emissionen aus der betreffenden Emissionsquelle (t N₂O)
N₂O-Konz_stündlich = die stündlichen N₂O-Konzentrationen (mg/Nm³) im Abgasstrom, gemessen während des Betriebs der Anlage
Abgasstrom = der für jede stündliche Konzentration (Nm³/h) berechnete Abgasstrom
B.2. Stündliche N₂O-Emissionen
Der Anlagenbetreiber berechnet den jährlichen Stundenmittelwert der N₂O-Emissionen für jede Quelle, deren Emissionen kontinuierlich gemessen werden, nach folgender Gleichung:

∑ (N₂O Konz_stürdl[mg/Nm³] × Abgasstrom [Nm³/h] × 10^-6

N₂O Emissionen_{Std. Mittelwert}[kg/h] =

Betriebsstunden [h]

Dabei sind:
N₂O-Emissionen_{Stundenmittelwert} = jährlicher Stundenmittelwert der N₂O-Emissionen (kg/h) aus der betreffenden Quelle
N₂O-Konz_stündlich = stündliche N₂O-Konzentrationen (mg/Nm³) im Abgasstrom, gemessen während des Betriebs der Anlage
Abgasstrom = der für jede stündliche Konzentration (Nm³/h) berechnete Abgasstrom
Der Anlagenbetreiber bestimmt die stündlichen N₂O-Konzentrationen (mg/Nm³) im Abgasstrom aus jeder Emissionsquelle durch Messung an einer repräsentativen Stelle hinter der NO_x/N₂O-Emissionsminderungsvorrichtung (soweit Emissionen gemindert werden). Der Anlagenbetreiber wendet dabei Techniken an, mit denen die N₂O-Konzentrationen sowohl geminderter als auch ungeminderter Emissionen aus sämtlichen Quellen gemessen werden können. Nehmen die Unsicherheiten in diesen Zeiträumen zu, so muss der Betreiber diesem Umstand bei der Unsicherheitsbewertung Rechnung tragen.
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen erforderlichenfalls auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
B.3. Bestimmung des Abgasstroms
Zur Messung des Abgasstroms für die Zwecke der Überwachung von N₂O-Emissionen wendet der Anlagenbetreiber die Methoden zur Überwachung des Abgasstroms gemäß Artikel 43 Absatz 5 an. Für die Salpetersäureherstellung greift er auf die Methode gemäß Artikel 43 Absatz 5 Buchstabe a zurück, es sei denn, dies ist technisch nicht machbar. In diesem Falle wendet er mit Genehmigung der zuständigen Behörde eine alternative Methode an, insbesondere einen auf relevanten Parametern wie dem Ammoniak-Einsatz beruhenden Massenbilanzansatz oder die Abgasstrombestimmung durch kontinuierliche Messung des Emissionsstromes.
Der Abgasstrom wird nach folgender Formel berechnet:
V_Abgasstrom (Nm³/h) = V_Luft× (1 - O_{2, Luft})/(1 - O_{2, Abgas})

Dabei sind:
V_Luft = der Gesamtzuluftstrom in Nm³/h unter Standardbedingungen
O_{2, Luft} = der Volumenanteil O₂ in Trockenluft (= 0,2095)
O₂, Abgas = der Volumenanteil O₂ im Abgas
V_Luft wird als Summe aller Luftströme berechnet, die der Salpetersäureanlage zugeführt werden. Soweit im Monitoringkonzept nicht anders geregelt, wendet der Anlagenbetreiber folgende Formel an:
V_Luft = V_prim + V_sek + V_Sperr

Dabei sind:
V_prim = der primäre Zuluftstrom in Nm³/h unter Standardbedingungen
V_sek = der sekundäre Zuluftstrom in Nm³/h unter Standardbedingungen
V_Sperr = der Sperrluftstrom in Nm³/h unter Standardbedingungen
Der Anlagenbetreiber bestimmt V_prim durch kontinuierliche Messung des Luftstroms vor der Vermischung mit Ammoniak. Er bestimmt V_sek durch kontinuierliche Luftstrommessung, auch durch Messung vor der Wärmerückgewinnungseinheit. V_Sperr entspricht dem im Rahmen des Salpetersäure-Herstellungsprozesses eingesetzten Sperrluftstrom.
Für Zuluftströme, die zusammengerechnet weniger als 2,5 % des Gesamtluftstroms ausmachen, kann die zuständige Behörde zur Bestimmung dieser Luftstromrate Schätzmethoden akzeptieren, die der Anlagenbetreiber auf Basis von Bestpractice-Leitlinien der Industrie vorschlägt.
Der Anlagenbetreiber weist anhand von Messungen unter normalen Betriebsbedingungen nach, dass der gemessene Abgasstrom homogen genug ist, um die Anwendung der vorgeschlagenen Messmethode zu ermöglichen. Stellt sich der Abgasstrom bei diesen Messungen als nicht homogen heraus, so ist dies vom Anlagenbetreiber bei der Entscheidung über geeignete Überwachungsmethoden und bei der Berechnung der Unsicherheit bei den N₂O-Emissionen zu berücksichtigen.
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
B.4. Sauerstoffkonzentrationen (O₂)
Der Anlagenbetreiber misst die Sauerstoffkonzentrationen im Abgas, soweit dies zur Berechnung des Abgasstromes gemäß Unterabschnitt B.3 dieses Abschnitts von Anhang IV erforderlich ist. Dabei hält er sich an die Vorschriften für Konzentrationsmessungen gemäß Artikel 41 Absätze 1 und 2. Bei der Bestimmung der Unsicherheit von N₂O-Emissionen berücksichtigt der Anlagenbetreiber die Unsicherheit von O₂-Konzentrationsmessungen.
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen erforderlichenfalls auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
B.5. Berechnung von N₂O-Emissionen
Bei bestimmten, periodisch auftretenden ungeminderten N₂O-Emissionen aus der Herstellung von Adipinsäure, Caprolactam, Glyoxal und Glyoxylsäure (z.B. ungeminderte Emissionen aus der Ableitung (Lüftung) von Gas aus Sicherheitsgründen und/oder wenn die Emissionsminderungsvorrichtung ausfällt) kann der Anlagenbetreiber diese Emissionen, wenn eine kontinuierliche N₂O-Emissionsüberwachung technisch nicht möglich ist, mit Genehmigung der zuständigen Behörde nach einer Massenbilanzmethodik berechnen. Zu diesem Zweck wird die Gesamtunsicherheit dem Ergebnis der Anwendung der vorgeschriebenen Ebenen gemäß Artikel 41 Absätze 1 und 2 gleichgesetzt. Der Anlagenbetreiber stützt die Berechnungsmethode auf die höchstmögliche Rate der N₂O-Emissionen aus der chemischen Reaktion, die zum Zeitpunkt und während der gesamten Dauer der Emission stattfindet.
Bei der Bestimmung der Unsicherheit des jährlichen Stundenmittelwertes für die Emissionsquelle berücksichtigt der Anlagenbetreiber die Unsicherheit bei allen für eine bestimmte Emissionsquelle berechneten Emissionen.
B.6. Bestimmung der tätigkeitsbezogenen Produktionsraten
Produktionsraten werden anhand der täglichen Produktionsmeldungen und Betriebsstunden berechnet.
B.7. Häufigkeit der Probenahmen
Gültige Stundenmittelwerte oder Mittelwerte für kürzere Bezugszeiträume werden gemäß Artikel 44 berechnet für
1. die N₂O-Konzentration im Abgas,
2. den Gesamtabgasstrom, soweit er direkt gemessen wird und dies erforderlich ist,
3. sämtliche Gasströme und Sauerstoffkonzentrationen, die zur indirekten Bestimmung des Gesamtabgasstroms erforderlich sind.
Bestimmung der jährlichen CO₂-Äquivalente (CO_2(Äq))
Die jährliche N₂O-Gesamtemission aus allen Emissionsquellen zusammengerechnet (gemessen in Tonnen und auf drei Dezimalstellen gerundet) wird vom Anlagenbetreiber nach folgender Formel und unter Zugrundelegung der GWP-Werte gemäß Anhang VI Abschnitt 3 in jährliche CO₂-Äquivalente (gerundete Tonnen) umgerechnet:
CO_2(Äq) (t) = N₂O_jährlich (t) × GWP_N2O

Die von allen Emissionsquellen generierten jährlichen Gesamt-CO₂-Äquivalente und etwaige direkte CO₂-Emissionen aus anderen Emissionsquellen (soweit sie unter die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen fallen) werden den von der betreffenden Anlage generierten jährlichen CO₂-Gesamtemissionen zugeschlagen und für Berichterstattungszwecke und zur Abgabe von Zertifikaten verwendet.
Die jährlichen N₂O-Gesamtemissionen werden in Tonnen (auf drei Dezimalstellen gerundet) und als CO_2(Äq) (in gerundeten Tonnen) mitgeteilt.

17. Herstellung von Ammoniak gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Verbrennung von Brennstoffen, die Wärme für das Reformieren oder die partielle Oxidation liefern; Brennstoffe, die bei der Ammoniakherstellung (Reformieren oder partielle Oxidation) als Prozess-Inputs eingesetzt werden; Brennstoffe für andere Verbrennungsprozesse, einschließlich für die Heißwasser- oder Dampfbereitung.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus Verbrennungsprozessen und aus Brennstoffen, die als Prozess-Inputs verwendet werden, werden nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.
Soweit CO₂ aus der Ammoniakherstellung als Ausgangsmaterial für die Herstellung von Harnstoff oder anderen Chemikalien verwendet oder für einen nicht unter Artikel 49 Absatz 1 fallenden Verwendungszweck aus der Anlage weitergeleitet wird, ist die anfallende CO₂-Menge als von der das CO₂ produzierenden Anlage emittiert zu betrachten.

18. Herstellung von organischen Grundchemikalien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden CO₂-Emissionsquellen: katalytisches oder nichtkatalytisches Cracken; Reformieren; partielle oder vollständige Oxidation; ähnliche Verfahren, die CO₂-Emissionen aus dem in kohlenwasserstoffbasierten Einsatzstoffen enthaltenen Kohlenstoff bewirken; Verbrennen von Abgasen und Abfackeln; andere Verbrennung von Brennstoffen.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Ist die Produktion organischer Grundchemikalien technischer Bestandteil einer Mineralölraffinerie, so wendet der Anlagenbetreiber die einschlägigen Bestimmungen von Abschnitt 2 dieses Anhangs an.
Unbeschadet von Unterabsatz 1 überwacht der Anlagenbetreiber Emissionen aus Verbrennungsprozessen, bei denen die Einsatzbrennstoffe nicht an chemischen Reaktionen zur Herstellung von organischen Grundchemikalien beteiligt sind oder aus solchen stammen, nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs. In allen anderen Fällen kann der Anlagenbetreiber beschließen, die Emissionen aus der Herstellung organischer Grundchemikalien nach der Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25 oder nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 zu überwachen. Wendet der Anlagenbetreiber die Standardmethodik an, so muss er der zuständigen Behörde nachweisen, dass der gewählte Ansatz alle relevanten Emissionen abdeckt, die auch unter eine Massenbilanz fallen würden.
Zur Bestimmung des Kohlenstoffgehalts bei Ebene 1 sind die Referenzemissionsfaktoren gemäß Anhang VI Tabelle 5 zugrunde zu legen. Den Kohlenstoffgehalt von Stoffen, die nicht in Anhang VI Tabelle 5 oder anderen Abschnitten dieser Verordnung aufgeführt sind, berechnet der Anlagenbetreiber aus dem stöchiometrischen Kohlenstoffgehalt des reinen Stoffes und der Konzentration des Stoffes im Input- oder Output-Strom.

19. Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: im Produktionsprozess für die Herstellung von Wasserstoff oder Synthesegas eingesetzte Brennstoffe (Reformieren oder partielle Oxidation) und für andere Verbrennungsprozesse, einschließlich zur Heißwasser- oder Dampferzeugung, verwendete Brennstoffe. Hergestelltes Synthesegas ist im Rahmen der Massenbilanzmethodik als Stoffstrom zu betrachten.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Emissionen aus Verbrennungsprozessen und aus Brennstoffen, die als Prozess-Inputs für die Wasserstoffherstellung verwendet werden, werden nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.
Emissionen aus der Herstellung von Synthesegas werden als Teil einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 überwacht. Bei Emissionen aus Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber beschließen, diese in die Massenbilanz einzubeziehen oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 zumindest für einen Teil der Stoffströme zu verwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
Werden in ein und derselben Anlage Wasserstoff und Synthesegas hergestellt, so berechnet der Anlagenbetreiber die CO₂-Emissionen entweder nach separaten Methodiken gemäß Unterabsatz 1 und 2 dieses Unterabschnitts oder durch Anwendung einer gemeinsamen Massenbilanz.

20. Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG

Geltungsbereich
Die für CO₂-Emissionen zu berücksichtigenden Emissionsquellen und Stoffströme aus Anlagen zur Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat umfassen:
1. Brennstoffe für Verbrennungsprozesse, einschließlich für die Heißwasser- oder Dampfbereitung;
2. Rohstoffe, einschließlich Abgas aus dem Brennen von Kalkstein, sofern es nicht für die Karbonisierung eingesetzt wird;
3. Abgase aus Wasch- oder Filterschritten nach der Karbonisierung, sofern sie nicht für die Karbonisierung eingesetzt werden.
Spezifische Überwachungsvorschriften
Der Anlagenbetreiber überwacht die Emissionen aus der Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat anhand einer Massenbilanz gemäß Artikel 25. Bei Emissionen aus Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber beschließen, diese in die Massenbilanz einzubeziehen oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 zumindest für einen Teil der Stoffströme zu verwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
Soweit CO₂ aus der Herstellung von Soda für die Herstellung von Natriumbicarbonat verwendet wird, ist die für die Herstellung von Natriumbicarbonat aus Soda verwendete CO₂-Menge als von der CO₂-produzierenden Anlage emittiert zu betrachten.

21. Bestimmung von Treibhausgasemissionen aus der CO₂-Abscheidung zwecks Beförderung und geologischer Speicherung in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG genehmigten Speicherstätte

Geltungsbereich
Die CO₂-Abscheidung erfolgt durch eine spezielle Anlage, an die CO₂ aus einer oder mehreren anderen Anlagen weitergeleitet wird, oder durch dieselbe Anlage, die die Tätigkeiten durchführt, in denen das abzuscheidende CO₂ im Rahmen ein und derselben Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen entsteht. Sämtliche Anlagenteile, die der Abscheidung, der Zwischenspeicherung und der Weiterleitung zu einem CO₂-Transportnetz oder zu einer Stätte für die geologische Speicherung von CO₂ dienen, werden in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen erfasst und in dem dazugehörigen Monitoringkonzept berücksichtigt. Führt die Anlage auch andere Tätigkeiten durch, die unter die Richtlinie 2003/87/EG fallen, so werden die Emissionen aus diesen Tätigkeiten nach den entsprechenden Abschnitten dieses Anhangs überwacht.
Der Betreiber einer CO₂-Abscheidungstätigkeiten durchführenden Anlage berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen:
1. an die Abscheidungsanlage weitergeleitetes CO₂;
2. Verbrennungsaktivitäten und damit zusammenhängende andere Tätigkeiten der Anlage, die mit der Abscheidung im Zusammenhang stehen, einschließlich Verwendung von Brennstoff und Input-Material.
Quantifizierung weitergeleiteter und emittierter CO₂-Mengen
B.1. Quantifizierung auf Anlagenebene
Jeder Anlagenbetreiber berechnet die Emissionen unter Berücksichtigung der potenziellen CO₂-Emissionen aus allen emissionsrelevanten Prozessen der Anlage sowie der Menge des abgeschiedenen und zum Transportnetz weitergeleiteten CO₂ nach folgender Formel:
E_{Abscheidungsanlage} = T_Input + E_{ohne Abscheidung} - T_{zu speichern}
Dabei sind:
E_{Abscheidungsanlage} = die gesamten Treibhausgasemissionen der Abscheidungsanlage
T_Input = die Menge des zur Abscheidungsanlage weitergeleiteten CO₂, die gemäß den Artikeln 40 bis 46 und Artikel 49 bestimmt wird
E_{ohne Abscheidung} = die Emissionen der Anlage, wenn das CO₂ nicht abgeschieden würde, d. h. die Summe der Emissionen aus allen anderen Tätigkeiten der Anlage, die nach den entsprechenden Abschnitten von Anhang IV überwacht werden
T_{zu speichern} = die zu einem Transportnetz oder einer Speicherstätte weitergeleitete Menge CO₂, die gemäß den Artikeln 40 bis 46 und Artikel 49 bestimmt wird
In Fällen, in denen CO₂ in derselben Anlage abgeschieden wird, in der es entstanden ist, ist T_Input gleich Null.
Bei reinen Abscheidungsanlagen setzt der Anlagenbetreiber E_{ohne Abscheidung} der Emissionsmenge gleich, die aus anderen Quellen stammt als das entstandene CO₂, das zwecks Abscheidung zur Anlage weitergeleitet wird. Der Anlagenbetreiber bestimmt diese Emissionen nach den Vorschriften dieser Verordnung.
Im Falle reiner Abscheidungsanlagen zieht der Betreiber der Anlage, die CO₂ zur Abscheidungsanlage weiterleitet, die Menge T_Inputgemäß Artikel 49 von den Emissionen seiner eigenen Anlage ab.
B.2. Bestimmung von weitergeleitetem CO₂
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt die von der und an die Abscheidungsanlage weitergeleitete Menge CO₂ gemäß Artikel 49 nach Messmethodiken, die gemäß den Artikeln 40 bis 46 durchgeführt werden.
Nur wenn der Betreiber der Anlage, die das CO₂ an die Abscheidungsanlage weiterleitet, der zuständigen Behörde mit mindestens gleichwertiger Genauigkeit nachweist, dass das an die Abscheidungsanlage weitergeleitete CO₂ vollständig weitergeleitet wird, kann die zuständige Behörde diesem Anlagenbetreiber gestatten, anstelle einer auf Messung beruhenden Methodik gemäß den Artikel 40 bis 46 und Artikel 49 eine auf Berechnungen beruhende Methodik gemäß Artikel 24 oder 25 anzuwenden, um die Menge T_input zu bestimmen.

22. Bestimmung der Treibhausgasemissionen aus der Beförderung von CO₂ in Pipelines zwecks geologischer Speicherung in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG genehmigten Speicherstätte

Geltungsbereich
Die Grenzen für die Überwachung von Emissionen aus dem Transport von CO₂ in Pipelines und die Berichterstattung darüber sind in der dem Transportnetz erteilten Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen festgehalten, die auch für alle funktional mit dem Transportnetz verbundenen Anlagen einschließlich Verdichterstationen und Heizungen gilt. Jedes Transportnetz weist mindestens einen Anfangspunkt und einen Endpunkt auf, der jeweils mit anderen Anlagen verbunden ist, die mindestens eine der Tätigkeiten Abscheidung, Transport oder geologische Speicherung von CO₂ durchführen. Die Anfangs- und Endpunkte können auch Abzweigungen der Transportnetze sein und Staatsgrenzen überschreiten. Die Anfangs- und die Endpunkte sowie die Anlagen, mit denen sie verbunden sind, sind in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen festgehalten.
Jeder Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂ - Emissionsquellen: Verbrennungs- und andere Prozesse in Anlagen, die funktional mit dem Transportnetz verbunden sind, einschließlich Verdichterstationen; diffuse Emissionen aus dem Transportnetz; abgelassene Emissionen aus dem Transportnetz; Emissionen aus Leckagen im Transportnetz.
CO₂-Quantifizierungsmethodiken
Der Betreiber der Transportnetze bestimmt die Emissionen nach einer der folgenden Methoden:
1. Methode A (Gesamtmassenbilanz aller Input- und Output-Stoffströme) gemäß Unterabschnitt B.1;
2. Methode B (Überwachung einzelner Emissionsquellen) gemäß Unterabschnitt B.2.
Bei der Entscheidung für Methode A oder Methode B weist jeder Betreiber der zuständigen Behörde nach, dass die gewählte Methodik zu zuverlässigeren Ergebnissen mit einer geringeren Unsicherheit in Bezug auf die Gesamtemissionen führt und dass zu dem Zeitpunkt, an dem die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen beantragt und das Monitoring-Konzept genehmigt wurde, die beste verfügbare Technik und die besten verfügbaren Kenntnisse zugrunde gelegt werden, ohne dass unverhältnismäßige Kosten entstehen. Wählt der Betreiber Methode B, so muss er der zuständigen Behörde nachweisen, dass die Gesamtunsicherheit für die jährliche Menge an Treibhausgasemissionen aus dem Transportnetz des Betreibers 7,5 % nicht übersteigt.
Der Methode B anwendende Betreiber eines Transportnetzes rechnet weder CO₂, das ihm von einer anderen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG genehmigten Anlage zugeleitet wurde, zu seiner errechneten Emissionsmenge hinzu, noch zieht er das CO₂, das er an eine andere gemäß der Richtlinie 2003/87/EG genehmigte Anlage weitergeleitet hat, von seiner errechneten Emissionsmenge ab.
Jeder Betreiber eines Transportnetzes wendet Methode A an, um die Ergebnisse von Methode B mindestens einmal jährlich zu validieren. Dazu kann er für Methode A niedrigere Ebenen anwenden.
B.1. Methode A:
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionen nach folgender Formel:

Dabei sind:
Emissionen = die gesamten CO₂-Emissionen aus dem Transportnetz [t CO₂]_;
E_{Eigentätigkeit} = die Emissionen aus der Eigentätigkeit des Transportnetzes (d. h. Emissionen, die nicht aus dem transportierten CO₂ stammen, beispielsweise Emissionen aus in den Verdichterstationen verbrauchtem Brennstoff), die nach den entsprechenden Abschnitten von Anhang IV überwacht werden
T_IN,i = die Menge des an einem Eintrittspunkt i zum Transportnetz weitergeleiteten CO₂, die gemäß den Artikeln 40 bis 46 und Artikel 49 bestimmt wird
T_OUT,j = die Menge des an einem Austrittspunkt j aus dem Transportnetz weitergeleiteten CO₂, die gemäß den Artikeln 40 bis 46 und Artikel 49 bestimmt wird
B.2. Methode B:
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionen unter Berücksichtigung aller emissionsrelevanten Prozesse der Anlage sowie der Menge des abgeschiedenen und zum Transportnetz weitergeleiteten CO₂ nach folgender Formel:
Emissionen (t CO₂) = CO₂ _diffus+ CO₂ _abgelassen + CO₂ _Leckagen + CO₂ _Anlagen

Dabei sind:
Emissionen = die gesamten CO₂-Emissionen aus dem Transportnetz [t CO₂]
CO₂ _diffus = die Menge diffuser Emissionen (t CO₂) aus dem im Transportnetz transportierten CO₂, einschließlich Verschlüssen, Ventilen, Zwischendruckstationen und Zwischenspeichern
CO₂ _abgelassen = die Menge der abgelassenen Emissionen (t CO₂) aus dem im Transportnetz transportierten CO₂
CO₂ _Leckagen = die Menge des im Transportnetz transportierten CO₂ (t CO₂), die infolge einer Panne eines oder mehrerer Bestandteile des Transportnetzes emittiert wird
CO₂ _Anlagen = die Menge CO₂ (t CO₂) aus Verbrennungs- oder anderen Prozessen, die funktional mit dem Pipelinetransport im Transportnetz verbunden sind und die nach den entsprechenden Abschnitten von Anhang IV überwacht werden
B.2.1. Diffuse Emissionen aus dem Transportnetz
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt diffuse Emissionen aus folgenden Ausrüstungen:
1. Verschlüsse;
2. Messgeräte;
3. Ventile;
4. Zwischendruckstationen;
5. Zwischenspeicher.
Der Anlagenbetreiber bestimmt bei Betriebsbeginn und spätestens am Ende des ersten Berichtsjahres, in dem das Transportnetz in Betrieb ist, die mittleren Emissionsfaktoren EF (ausgedrückt in g CO₂/Zeiteinheit) je Ausrüstungsteil und Ereignis, bei dem diffuse Emissionen zu erwarten sind. Der Anlagenbetreiber überprüft diese Faktoren mindestens alle fünf Jahre unter Berücksichtigung der in diesem Bereich besten verfügbaren Techniken und Erkenntnisse.
Der Anlagenbetreiber berechnet diffuse Emissionen durch Multiplikation der Zahl der Ausrüstungsteile in jeder Kategorie mit dem Emissionsfaktor und anschließendes Zusammenrechnen der Ergebnisse für die einzelnen Kategorien nach folgender Gleichung:

Als Anzahl Ereignisse betrachtet der Anlagenbetreiber die Zahl der Ausrüstungsteile je Kategorie, multipliziert mit der Anzahl Zeiteinheiten pro Jahr.
B.2.2. Emissionen aus Leckagen
Der Betreiber eines Transportnetzes erbringt den Nachweis der Netzintegrität anhand repräsentativer (orts- und zeitbezogener) Temperatur- und Druckdaten. Geht aus den Daten hervor, dass es zu einer Leckage kam, so berechnet der Betreiber die ausgetretene Menge CO₂ nach einer im Monitoringkonzept dokumentierten und auf den Best-Practice-Leitlinien der Industrie beruhenden geeigneten Methodik, insbesondere auf der Grundlage der Differenzen bei Temperatur- und Druckdaten gegenüber den mittleren Druck- und Temperaturwerten bei gegebener Integrität.
B.2.3. Abgelassene Emissionen
Jeder Anlagenbetreiber sieht im Monitoringkonzept eine Untersuchung potenzieller Fälle abgelassener Emissionen, einschließlich zur Wartung oder in Notfällen, vor sowie eine hinreichend dokumentierte Methodik für die Berechnung der abgelassenen CO₂-Menge, die auf den Best-Practice-Leitlinien der Industrie beruht.

23. Geologische Speicherung von CO₂ in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG genehmigten Speicherstätte

Geltungsbereich
Die zuständige Behörde bestimmt die Systemgrenzen für die Überwachung von Emissionen aus der geologischen Speicherung von CO₂ und die Berichterstattung darüber anhand der Abgrenzung der Speicherstätte und des Speicherkomplexes, wie sie in der Genehmigung gemäß der Richtlinie 2009/31/EG vorgegeben ist. Werden Leckagen aus dem Speicherkomplex ermittelt und führen diese zu Emissionen oder zur Abgabe von CO₂ in die Wassersäule, so trifft der Anlagenbetreiber unverzüglich folgende Maßnahmen:
1. Er unterrichtet die zuständige Behörde;
2. er ordnet die Leckage den Emissionsquellen der betreffenden Anlage zu;
3. er überwacht die Emissionen und erstattet entsprechend Bericht.
Erst wenn Abhilfemaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine Emissionen oder keine Abgaben aus der Leckage in die Wassersäule mehr festgestellt werden können, kann der Anlagenbetreiber die betreffende Leckage als Emissionsquelle aus dem Monitoringkonzept streichen und braucht diese Emissionen nicht länger zu überwachen und darüber zu berichten.
Jeder Betreiber einer geologischen Speicherstätte/eines geologischen Speicherkomplexes berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen Gesamt-CO₂-Emissionsquellen: Brennstoffeinsatz in Verdichteranlagen und andere Feuerungstätigkeiten einschließlich in Kraftwerken der Speicherstätte; Ablassen bei der Injektion oder bei der tertiären Kohlenwasserstoffförderung; diffuse Emissionen bei der Injektion; austretendes CO₂ aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoff; Leckagen.
Quantifizierung von CO₂-Emissionen
Der Betreiber einer geologischen Speicherstätte/eines geologischen Speicherkomplexes rechnet zu seiner errechneten Emissionsmenge kein CO₂ hinzu, das ihm von einer anderen Anlage zugeleitet wurde, und zieht von seiner errechneten Emissionsmenge kein CO₂ ab, das in der Speicherstätte geologisch gespeichert wurde oder an eine andere Anlage weitergeleitet wurde.
B.1 Abgelassene und diffuse Emissionen aus der Injektion
Der Anlagenbetreiber bestimmt abgelassene und diffuse Emissionen nach folgender Formel:
Emittiertes CO₂ (t CO₂) = A CO₂ (t CO₂) + D CO₂ (t CO₂)
Dabei sind:
A CO₂ = die Menge abgelassenes CO₂
D CO₂ = die Menge CO₂ aus diffusen Emissionen
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt A CO₂ nach den auf Messung beruhenden Methodiken gemäß den Artikeln 41 bis 46 dieser Verordnung. Abweichend davon und mit Genehmigung der zuständigen Behörde kann der Anlagenbetreiber eine auf den Best-Practice-Leitlinien der Industrie beruhende geeignete Methodik für die Bestimmung von A CO₂ ins Monitoringkonzept aufnehmen, wenn die Anwendung von auf Messung beruhenden Methodiken zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde.
Der Anlagenbetreiber betrachtet D CO₂ als eine Quelle, d. h. die Unsicherheitsanforderungen für die Ebenen gemäß Anhang VIII Abschnitt 1 gelten für den Gesamtwert und nicht für die einzelnen Emissionsstellen. Jeder Anlagenbetreiber sieht im Monitoringkonzept eine Untersuchung potenzieller Quellen diffuser Emissionen sowie eine hinreichend dokumentierte Methodik für die Berechnung oder Messung der Menge D CO₂ vor, die auf den Best-Practice-Leitlinien der Industrie beruht. Für die Bestimmung von D CO₂ kann der Anlagenbetreiber Daten verwenden, die gemäß den Artikeln 32 bis 35 und Anhang II Abschnitt 1.1 Buchstaben e bis h der Richtlinie 2009/31/EG für die Injektionsanlage erhoben wurden, sofern sie den Vorschriften dieser Verordnung genügen.
B.2. Abgelassene und diffuse Emissionen aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoffen
Jeder Anlagenbetreiber berücksichtigt die folgenden potenziellen zusätzlichen Quellen von Emissionen aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoffen:
1. Öl-Gas-Separatoren und die Gasrecycling-Anlage, in denen diffuse CO₂-Emissionen auftreten könnten;
2. den Fackelkopf, an dem Emissionen wegen des Einsatzes von Systemen für die kontinuierliche positive Verdrängung und bei der Druckentspannung der Anlage zur Kohlenwasserstoffgewinnung auftreten können;
3. das System für den CO₂-Ablass, das ein Erlöschen der Fackel wegen hoher CO₂-Konzentrationen verhindern soll.
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt diffuse Emissionen oder abgelassenes CO₂ gemäß Unterabschnitt B.1 dieses Abschnitts von Anhang IV.
Jeder Anlagenbetreiber bestimmt Emissionen aus dem Fackelkopf gemäß Unterabschnitt D von Abschnitt 1 dieses Anhangs; er berücksichtigt dabei potenzielles inhärentes CO₂ im Fackelgas gemäß Artikel 48.
B.3. Leckage aus dem Speicherkomplex
Emissionen und Abgaben in die Wassersäule werden wie folgt quantifiziert:

Dabei sind:
L CO₂ = die Masse des wegen der Leckage emittierten oder abgegebenen CO₂ pro Kalendertag, wobei
1. der betreffende Anlagenbetreiber für jeden Kalendertag, für den die Leckage überwacht wird, L CO₂ als Durchschnittswert der pro Stunde ausgetretenen Masse (t CO₂/h), multipliziert mit 24, berechnet;
2. der Anlagenbetreiber die pro Stunde ausgetretene Masse nach den Bestimmungen des genehmigten Monitoringkonzepts für die Speicherstätte und die Leckage bestimmt;
3. der Anlagenbetreiber für jeden Kalendertag vor Überwachungsbeginn die pro Tag ausgetretene Masse der Masse gleichsetzt, die am ersten Überwachungstag ausgetreten ist, wobei sicherzustellen ist, dass der Wert nicht unterschätzt wird.
T_Start = der späteste der folgenden Zeitpunkte:
1. der letzte Zeitpunkt, an dem keine Emissionen oder Abgaben von CO₂ in die Wassersäule aus der betreffenden Quelle gemeldet wurden;
2. der Zeitpunkt, an dem mit der CO₂-Injektion begonnen wurde;
3. ein anderer Zeitpunkt, für den der zuständigen Behörde nachgewiesen wird, dass die Emission oder die Abgabe in die Wassersäule nicht vor diesem Zeitpunkt begonnen haben kann.
T_End = der Zeitpunkt, an dem Korrekturmaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine Emissionen oder Abgaben von CO₂ in die Wassersäule mehr festgestellt werden können.
Die zuständige Behörde genehmigt und gestattet die Anwendung anderer Methoden zur Quantifizierung von leckagebedingten Emissionen oder Abgaben von CO₂ in die Wassersäule, wenn der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass diese Methoden genauer sind als die in diesem Unterabschnitt vorgegebene Methodik.
Der Anlagenbetreiber quantifiziert die Menge der im Berichtszeitraum aus dem Speicherkomplex ausgetretenen Emissionen für jedes Leckageereignis mit einer Gesamtunsicherheit von höchstens 7,5 %. Übersteigt die Gesamtunsicherheit des angewandten Quantifizierungsverfahrens 7,5 %, so nimmt der Anlagenbetreiber folgende Anpassung vor:
CO₂,gemeldet (t CO₂) = CO₂,_{quantifiziert} [t CO₂] × (1 + (Unsicherheit _System [%]/100) - 0,075)

Dabei sind:
CO₂,_gemeldet = die in den jährlichen Emissionsbericht für das betreffende Leckageereignis einzubeziehende Menge CO₂.
CO₂,_{quantifiziert} = die Menge CO₂, die durch das für das betreffende Leckageereignis angewandte Quantifizierungsverfahren bestimmt wurde.
Unsicherheit_System = der Grad an Unsicherheit, der mit der für das betreffende Leckageereignis angewandten Quantifizierungsmethodik assoziiert wird.

_________

1) International Aluminium Institute; The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol; Oktober 2006; US Environmental Protection Agency and International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C₂F₆) Emissions from Primary Aluminum Production; April 2008.

Mindestebenenanforderungen für auf Berechnungen beruhende Methodiken bei Anlagen der Kategorie A und Berechnungsfaktoren für von Anlagen der Kategorien B und C verwendete kommerzielle Standardbrennstoffe(Artikel 26 Absatz 1)

Anhang V

Tabelle 1 Mindestebenen für auf Berechnungen beruhende Methodiken bei Anlagen der Kategorie A und im Falle von Berechnungsfaktoren für kommerzielle Standardbrennstoffe für alle Anlagen gemäß Artikel 26 Absatz 1 Buchstabe a.

Tätigkeit/Stoffstromtyp

Tätigkeitsdaten

Emissionsfaktor

Zusammensetzungsdaten

(Kohlenstoffgehalt)

Oxidationsfaktor

Umsetzungsfaktor

Menge Brennstoff bzw. Material

Unterer
Heizwert

Verbrennung von Brennstoffen

Kommerzielle Standardbrennstoffe

2a/2b

entfällt

Andere gasförmige u. flüssige Brennstoffe

2a/2b

entfällt

Feste Brennstoffe

2a/2b

entfällt

Massenbilanzmethodik für Gasaufbereitungsstationen

entfällt

Fackeln

entfällt

Abgaswäsche (Karbonat)

entfällt

Abgaswäsche (Gips)

entfällt

Raffination von Mineralöl

Regeneration von katalytischen Crackern

entfällt

Wasserstofferzeugung

entfällt

Herstellung von Koks

Massenbilanz

entfällt

Brennstoff als Prozess-Input

entfällt

Röstung oder Sinterung von Metallerz

Massenbilanz

entfällt

Karbonat-Input

entfällt

Herstellung von Roheisen oder Stahl

Massenbilanz

entfällt

Brennstoff als Prozess-Input

2a/2b

entfällt

Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen einschließlich Sekundäraluminium

Massenbilanz

entfällt

Prozessemissionen

entfällt

Herstellung von Primäraluminium

Massenbilanz für CO₂-Emissionen

entfällt

PFC-Emissionen (Steigungsmethode)

entfällt

PFC-Emissionen (Überspannungsmethode)

entfällt

Herstellung von Zementklinker

Input-Betrachtung

entfällt

Klinker-Output

entfällt

Zementofenstaub (CKD)

entfällt

nicht karbonatischer Kohlenstoff

entfällt

Herstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder Magnesit

Karbonate

entfällt

Erdalkalimetalloxid

entfällt

Herstellung von Glas und Mineralwolle

Karbonate

entfällt

Herstellung von keramischen Erzeugnissen

Kohlenstoff-Input

entfällt

Alkalioxid

entfällt

Abgaswäsche

entfällt

Herstellung von Gips und Gipskartonplatten: siehe Verbrennung von Brennstoffen

Herstellung von Zellstoff und Papier

Ergänzungschemikalien

entfällt

Herstellung von Industrieruß

Massenbilanzmethodik

entfällt

Herstellung von Ammoniak

Brennstoff als Prozess-Input

2a/2b

entfällt

Herstellung von organischen Grundchemikalien

Massenbilanz

entfällt

Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas

Brennstoff als Prozess-Input

2a/2b

entfällt

Massenbilanz

entfällt

Soda und Natriumbicarbonat

Massenbilanz

Entfällt

entfällt

Referenzwerte für Berechnungsfaktoren (Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe a)

Anhang VI

1. Brennstoffemissionsfaktoren, bezogen auf den unteren Heizwert (Hu)

Tabelle 1: Brennstoffemissionsfaktoren, bezogen auf den unteren Heizwert (Hu), und untere Heizwerte je Brennstoffmasse

Brennstofftyp	Emissionsfaktor (t CO₂/TJ)	Unterer Heizwert (Hu) (TJ/Gg)	Quelle
Rohöl	73,3	42,3	IPCC GL 2006
Orimulsion	77,0	27,5	IPCC GL 2006
Flüssigerdgas	64,2	44,2	IPCC GL 2006
Motorenbenzin	69,3	44,3	IPCC GL 2006
Petroleum	71,9	43,8	IPCC GL 2006
Schieferöl	73,3	38,1	IPCC GL 2006
Gas/Dieselkraftstoff	74,1	43,0	IPCC GL 2006
Rückstandsöl	77,4	40,4	IPCC GL 2006
Verflüssigtes Erdgas	63,1	47,3	IPCC GL 2006
Ethan	61,6	46,4	IPCC GL 2006
Naphtha	73,3	44,5	IPCC GL 2006
Bitumen	80,7	40,2	IPCC GL 2006
Schmierstoffe	73,3	40,2	IPCC GL 2006
Petrolkoks	97,5	32,5	IPCC GL 2006
Raffinerieeinsatzmaterial	73,3	43,0	IPCC GL 2006
Raffineriegas	57,6	49,5	IPCC GL 2006
Paraffinwachse	73,3	40,2	IPCC GL 2006
Raffinerie-Halbfertigerzeugnisse (White Spirit u. SBP)	73,3	40,2	IPCC GL 2006
Andere Erdölerzeugnisse	73,3	40,2	IPCC GL 2006
Anthrazit	98,3	26,7	IPCC GL 2006
Kokskohle	94,6	28,2	IPCC GL 2006
Sonstige bituminöse Kohle	94,6	25,8	IPCC GL 2006
Subbituminöse Kohle	96,1	18,9	IPCC GL 2006
Braunkohle	101,0	11,9	IPCC GL 2006
Ölschiefer und Teersand	107,0	8,9	IPCC GL 2006
Steinkohlenbriketts	97,5	20,7	IPCC GL 2006
Kokereikoks u. Braunkohlenkoks	107,0	28,2	IPCC GL 2006
Gaskoks	107,0	28,2	IPCC GL 2006
Kohlenteer	80,7	28,0	IPCC GL 2006
Ortsgas	44,4	38,7	IPCC GL 2006
Kokereigas	44,4	38,7	IPCC GL 2006
Gichtgas	260	2,47	IPCC GL 2006
Konvertergas	182	7,06	IPCC GL 2006
Erdgas	56,1	48,0	IPCC GL 2006
Industrieabfälle	143	entfällt	IPCC GL 2006
Altöle	73,3	40,2	IPCC GL 2006
Torf	106,0	9,76	IPCC GL 2006
Holz/Holzabfälle	-	15,6	IPCC GL 2006
Andere primäre feste Biomasse	-	11,6	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Holzkohle	-	29,5	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Biobenzin	-	27,0	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Biodiesel	-	27,0	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Andere flüssige Biokraftstoffe	-	27,4	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Deponiegas	-	50,4	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Klärgas	-	50,4	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Sonstige Biogase	-	50,4	IPCC GL 2006 (nur Hu)
Altreifen	85,0	entfällt	WBCSD CSI
Kohlenmonoxid	155,2¹	10,1	Falbe und M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
Methan	54,9²	50,0	Falbe und M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
1) auf Basis eines Hu von 10,12 TJ/t 2) auf Basis eines Hu von 50,01 TJ/t

2. Emissionsfaktoren, bezogen auf Prozessemissionen

Tabelle 2: Stöchiometrischer Emissionsfaktor für Prozessemissionen aus der Karbonatzersetzung (Methode A)

Karbonat	Emissionsfaktor (t CO₂/t Karbonat)
CaCO₃	0,440
MgCO₃	0,522
Na₂CO₃	0,415
BaCO₃	0,223
Li₂CO₃	0,596
K₂CO₃	0,318
SrCO₃	0,298
NaHCO₃	0,524
FeCO₃	0,380
Allgemeines	Emissionsfaktor = [M(CO₂)]/{Y × [M(x)] + Z×[M(CO₃²)]} X = Metall M(x) = Molekulargewicht von X in (g/mol) M(CO₂) = Molekulargewicht von CO₂ (g/mol) M(CO₃^2-) = Molekulargewicht von CO₃^2- in (g/mol) Y = stöchiometrische Zahl von X Z = stöchiometrische Zahl von CO₃^2-

Tabelle 3: Stöchiometrischer Emissionsfaktor für Prozessemissionen aus der Karbonatzersetzung auf Basis von Erdalkalioxiden (Methode B)

Oxid	Emissionsfaktor (t CO₂/t Oxid)
CaO	0,785
MgO	1,092
BaO	0,287
allgemein: X_YO_Z	Emissionsfaktor = [M(CO₂)]/{Y×[M(x)] + Z×[M(O)]} X = Erdalkali- oder Alkalimetall M(x) = Molekulargewicht von X in (g/mol) M(CO₂) = Molekulargewicht von CO₂(g/mol) M(O) = Molekulargewicht von O (g/mol) Y = stöchiometrische Zahl von X = 1 (für Erdalkalimetalle) = 2 (für Alkalimetalle) Z = stöchiometrische Zahl von O = 1

Tabelle 4: Stöchiometrische Emissionsfaktoren für Prozessemissionen aus anderen Prozessmaterialien (Eisen- und Stahlproduktion und Verarbeitung von Eisenmetallen) ¹

Input- oder Output-Material	Kohlenstoffgehalt (t C/t)	Emissionsfaktor (t CO₂/t)
Direktreduziertes Eisen (DRI)	0,0191	0,07
LBO-Kohle-Elektroden	0,8188	3,00
LBO-Beschickungs-Kohlenstoff	0,8297	3,04
Heißgepresstes Eisen	0,0191	0,07
Konvertergas	0,3493	1,28
Petrolkoks	0,8706	3,19
Zugekauftes Roheisen	0,0409	0,15
Eisenschrott	0,0409	0,15
Stahl	0,0109	0,04

Tabelle 5: Stöchiometrische Emissionsfaktoren für Prozessemissionen aus anderen Prozessmaterialien (organische Grundchemikalien) ²

Stoff	Kohlenstoffgehalt (t C/t)	Emissionsfaktor (t CO₂/t)
Acetonitril	0,5852	2,144
Acrylnitril	0,6664	2,442
Butadien	0,888	3,254
Industrieruß	0,97	3,554
Ethen	0,856	3,136
Ethylendichlorid	0,245	0,898
Ethylenglycol	0,387	1,418
Ethylenoxid	0,545	1,997
Blausäure	0,4444	1,628
Methanol	0,375	1,374
Methan	0,749	2,744
Propan	0,817	2,993
Propen	0,8563	3,137
Vinylchloridmonomer (VCM)	0,384	1,407

3. Treibhauspotenziale anderer Treibhausgase als CO₂

Tabelle 6: Treibhauspotenziale

Gas	Treibhauspotenzial (Global Warming Potential, GWP)
N₂O	298 t CO_2(Äq)/t N₂O
CF₄	7 390 t CO_2(Äq)/t CF₄
C₂F₆	12 200 t CO_2(Äq)/t C₂F₆

_________

1) IPCC-Leitlinien 2006 für Nationale Treibhausgasinventare.

2) IPCC-Leitlinien 2006 für Nationale Treibhausgasinventare.

Mindesthäufigkeit der Analysen (Artikel 35)

Anhang VII ¹⁴

Brennstoff/Material	Mindesthäufigkeit der Analysen
Erdgas	Mindestens wöchentlich
Andere Gase, insbesondere Synthesegas und Prozessgase wie Raffineriemischgas, Kokereigas, Gichtgas und Konvertergas	Mindestens täglich - nach geeigneten Verfahren zu unterschiedlichen Tageszeiten
Heizöl (z.B. leichtes, mittelschweres, schweres Heizöl, Bitumen)	Alle 20.000 Tonnen Brennstoff und mindestens sechsmal jährlich
Kohle, Kokskohle, Petrolkoks, Torf	Alle 20.000 Tonnen Brennstoff/Material und mindestens sechsmal jährlich
Andere Brennstoffe	Alle 10.000 Tonnen Brennstoff und mindestens viermal jährlich
Unbehandelte feste Abfälle (rein fossil oder gemischt Biomassefossil)	Alle 5.000 Tonnen Abfall und mindestens viermal jährlich
Flüssige Abfälle, vorbehandelte feste Abfälle	Alle 10.000 Tonnen Abfall und mindestens viermal jährlich
Karbonatmineralien (einschließlich Kalkstein und Dolomit)	Alle 50.000 Tonnen Material und mindestens viermal jährlich
Tone und Schiefer	Rohstoffmenge, die 50.000 Tonnen CO₂ entspricht, und mindestens viermal jährlich
Andere Materialien (Primär-, Zwischen- und Endprodukt)	Je nach Materialart und Variation: Materialmenge, die 50.000 Tonnen CO₂ entspricht, und mindestens viermal jährlich

Auf Messung beruhende Methodiken (Artikel 41)

Anhang VIII

1. Ebenen für auf Messung beruhende Methodiken

Auf Messung beruhende Methodiken werden in Einklang mit Ebenen genehmigt, für die in Bezug auf die gemäß Abschnitt 3 Gleichung 2 dieses Anhangs berechneten durchschnittlichen jährlichen Stundenemissionen die folgenden höchstzulässigen Unsicherheiten gelten.

Tabelle 1 Ebenen für Systeme zur kontinuierlichen Emissionsmessung (höchstzulässige Unsicherheit je Ebene)

	Ebene 1	Ebene 2	Ebene 3	Ebene 4
CO₂-Emissionsquellen	± 10 %	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %
N₂O-Emissionsquellen	± 10 %	± 7,5 %	± 5 %	entfällt
CO₂-Weiterleitung	± 10 %	± 7,5 %	± 5 %	± 2,5 %

2. Mindestanforderungen

Tabelle 2 Mindestanforderungen für auf Messung beruhende Methodiken

Treibhausgas	Vorgeschriebene Mindestebene
	Kategorie A	Kategorie B	Kategorie C
CO₂	2	2	3
N₂O	2	2	3

3. Bestimmung von THG anhand von auf Messung beruhenden Methodiken

Gleichung 1: Berechnung der Jahresemissionen

Dabei sind:

THG-Konz_stündlich = die stündlichen Emissionskonzentrationen (g/Nm³) im Abgasstrom, gemessen während des Betriebs der Anlage;

Abgasstrom = der Abgasstrom (Nm³) je Stunde.

Gleichung 2: Bestimmung des Stundenmittelwertes der Konzentrationen

Dabei sind:

THG-Emissionen_{Stundenmittelwert} = der jährliche Stundenmittelwert der Emissionen (kg/h) aus der betreffenden Quelle;

THG-Konz_stündlich = die stündlichen Emissionskonzentrationen (g/Nm³) im Abgasstrom, gemessen während des Betriebs der Anlage;

Abgasstrom = der Abgasstrom (Nm³) je Stunde.

4. Berechnung der Konzentration durch indirekte Konzentrationsmessung

Gleichung 3: Berechnung der Konzentration

5. Ersatzwerte für fehlende Konzentrationsdaten bei auf Messung beruhenden methodiken

Gleichung 4: Ersatzwerte für fehlende Daten bei auf Messung beruhenden Methodiken

Dabei sind:

= der arithmetische Mittelwert der Konzentration des spezifischen Parameters während des gesamten Berichtszeitraums oder, sofern beim Datenverlust spezifische Bedingungen Anwendung fanden, während eines angemessenen Zeitraums, der diesen Bedingungen Rechnung trägt;

= der beste Schätzwert der Standardabweichung der Konzentration des spezifischen Parameters während des gesamten Berichtszeitraums oder, sofern beim Datenverlust spezifische Bedingungen Anwendung fanden, während eines angemessenen Zeitraums, der diesen Bedingungen Rechnung trägt.

Aufzubewahrende Mindestdaten und -informationen gemäß Artikel 66 Absatz 1

Anhang IX ¹⁸

Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber müssen mindestens folgende Angaben aufbewahren:

1. Gemeinsame Auflagen für Anlagen und Luftfahrzeugbetreiber ¹⁸

Das von der zuständigen Behörde genehmigte Monitoringkonzept;
Dokumente, die die Wahl der Überwachungsmethodik begründen, sowie Dokumente, die zeitlich begrenzte bzw. dauerhafte Änderungen von Überwachungsmethodiken und gegebenenfalls Ebenen begründen, die von der zuständigen Behörde genehmigt wurden;
alle relevanten Aktualisierungen des Monitoringkonzepts, die der zuständigen Behörde gemäß Artikel 15 mitgeteilt wurden, sowie die Antworten der zuständigen Behörde;
alle im Monitoringkonzept genannten schriftlichen Verfahren, einschließlich des Probenahmeplans (soweit relevant) sowie der Verfahren für Datenflussaktivitäten und der Verfahren für Kontrollaktivitäten;
eine Liste aller verwendeten Fassungen des Monitoringkonzepts sowie aller damit zusammenhängenden Verfahren;
Dokumente über die im Zusammenhang mit der Überwachung und Berichterstattung festgelegten Zuständigkeiten;
gegebenenfalls die vom Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreiber vorgenommene Risikobewertung;
die Berichte über die Verbesserung der Überwachungsmethodik gemäß Artikel 69;
den Bericht über die geprüften Jahresemissionen;
den Prüfbericht;
alle anderen Informationen, die für die Prüfung des jährlichen Emissionsberichts erforderlich sind.

2. Spezifische Angaben für ortsfeste Anlagen

Die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen und alle etwaigen Aktualisierungen dieser Genehmigung;
gegebenenfalls etwaige Unsicherheitsbewertungen;
sofern Anlagen auf Berechnungen beruhende Methodiken anwenden:
1. die Tätigkeitsdaten, die für die Berechnung der Emissionen aus den einzelnen Stoffströmen herangezogen wurden, aufgeschlüsselt nach Prozessen und Brennstoff-/Materialarten;
2. gegebenenfalls eine Liste aller als Berechnungsfaktoren verwendeten Standardwerte;
3. die vollständigen Probenahme- und Analyseergebnisse für die Bestimmung von Berechnungsfaktoren;
4. Dokumente über alle korrigierten unwirksamen Verfahren und die getroffenen Korrekturmaßnahmen gemäß Artikel 63;
5. etwaige Ergebnisse der Kalibrierung und Wartung von Messinstrumenten;
sofern Anlagen auf Messung beruhende Methodiken anwenden, zusätzlich die folgenden Angaben:
1. Dokumente, die die Wahl der auf Messung beruhenden Methodik begründen;
2. die Daten, die für die Unsicherheitsanalyse der Emissionen aus den einzelnen Quellen herangezogen wurden, aufgeschlüsselt nach Prozessen;
3. die Daten, die für die flankierenden Berechnungen herangezogen wurden, und die Berechnungsergebnisse;
4. eine detaillierte technische Beschreibung des Systems zur kontinuierlichen Messung, einschließlich Nachweisdokumente über die Genehmigung durch die zuständige Behörde;
5. Rohdaten und aggregierte Daten aus dem System zur kontinuierlichen Messung, einschließlich Dokumenten über Veränderungen im Zeitverlauf, Testprotokolle, Stillstandzeiten, Kalibrierungen, Service- und Wartungsarbeiten;
6. Dokumente über etwaige Änderungen am System zur kontinuierlichen Messung;
7. etwaige Ergebnisse der Kalibrierung und Wartung von Messinstrumenten;
8. gegebenenfalls das zur Bestimmung von Ersatzdaten gemäß Artikel 45 Absatz 4 angewandte Massen- oder Energiebilanzmodell und die zugrundeliegenden Hypothesen;
sofern eine Fallback-Methodik gemäß Artikel 22 angewandt wird: alle erforderlichen Daten für die Bestimmung der Emissionen aus Quellen und Stoffströmen, auf die diese Methodik angewendet wird, sowie Proxywerte für Tätigkeitsdaten, Berechnungsfaktoren und andere Parameter, die nach einer Ebenenmethodik gemeldet würden;
bei Herstellung von Primäraluminium zusätzlich die folgenden Angaben:
1. Dokumente über die Ergebnisse von Messkampagnen zur Bestimmung der anlagenspezifischen Emissionsfaktoren für CF₄ und C₂F₆;
2. Dokumente über die Ergebnisse der Bestimmung der Abscheideleistung für diffuse Emissionen;
3. alle relevanten Daten über die Herstellung von Primäraluminium, die Häufigkeit und Dauer der Anodeneffekte oder Überspannungswerte;
bei Abscheidung, Transport und geologischer Speicherung von CO₂ gegebenenfalls zusätzlich die folgenden Angaben:
1. Dokumente über die Menge CO₂, die Anlagen zur geologischen Speicherung von CO₂ in den Speicherkomplex injiziert haben;
2. repräsentativ aggregierte Druck- und Temperaturdaten aus einem Transportnetz;
3. eine Abschrift der Speichergenehmigung, einschließlich des genehmigten Überwachungsplans gemäß Artikel 9 der Richtlinie 2009/31/EG;
4. die Berichte gemäß Artikel 14 der Richtlinie 2009/31/EG;
5. die Berichte über die Ergebnisse der Inspektionen gemäß Artikel 15 der Richtlinie 2009/31/EG;
6. Dokumente über Abhilfemaßnahmen, die gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden.

3. Spezifische Angaben für Luftverkehrstätigkeiten ¹⁸

Eine Liste der eigenen oder ge- oder verleasten Luftfahrzeuge und die erforderlichen Dokumente zum Nachweis der Vollständigkeit dieser Liste sowie für jedes Luftfahrzeug das Datum, an dem es in die Luftfahrzeugflotte des Betreibers aufgenommen oder daraus entfernt wurde;
eine Liste der in jedem Berichtszeitraum erfassten Flüge und den erforderlichen Nachweis der Vollständigkeit dieser Liste;
relevante Daten, die zur Bestimmung des Treibstoffverbrauchs und der Emissionen verwendet wurden;
Daten, die zur Ermittlung der Nutzlast und der Flugstrecke für die Jahre, für die Tonnenkilometerdaten gemeldet werden, verwendet wurden;
Dokumente über die bei etwaigen Datenlücken angewandte Methodik, die Anzahl der Flüge, bei denen Datenlücken aufgetreten sind, die Daten, die bei Auftreten von Datenlücken verwendet werden, um diese zu schließen, und, wenn bei mehr als 5 % der gemeldeten Flüge Datenlücken auftreten, die Gründe für diese Datenlücken sowie die Dokumente zum Nachweis der getroffenen Abhilfemaßnahmen.

Mindestinhalt der Jahresberichte (Artikel 67 Absatz 3)

Anhang X ¹⁸

1. Jährliche Emissionsberichte von Anlagen mit ortsfesten Emissionsquellen

Der jährliche Emissionsbericht einer Anlage muss mindestens die folgenden Informationen enthalten:

Angaben zur Identifizierung der Anlage gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG und die eindeutige Genehmigungsnummer der Anlage;
Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
Berichtsjahr;
Bezugsnummer und Nummer der Fassung des relevanten genehmigten Monitoringkonzepts;
relevante Änderungen der Betriebsabläufe einer Anlage und von der zuständigen Behörde genehmigte Änderungen des Monitoringkonzepts sowie zeitweilige Abweichungen vom Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums, einschließlich Angaben zu zeitweiligen oder dauerhaften Änderungen der gewählten Ebenen, der Gründe für diese Änderungen sowie Beginn der Änderungen und Beginn und Ende der zeitweiligen Änderungen;
zu allen Emissionsquellen und Stoffströmen mindestens folgende Angaben:
1. die Gesamtemissionen, in t CO_2(Äq);
2. soweit andere Treibhausgase als CO₂ emittiert werden: die Gesamtemissionen, in t;
3. Angaben darüber, ob gemäß Artikel 21 die Mess- oder die Berechnungsmethodik angewendet wurde;
4. die angewandten Ebenen;
5. Tätigkeitsdaten:
  1. im Falle von Brennstoffen: die Brennstoffmenge (in t oder Nm³) und der untere Heizwert (GJ/t oder GJ/Nm³), separat aufgeführt,
  2. für alle anderen Stoffströme: die Stoffmenge, in t oder Nm³;
6. Emissionsfaktoren, ausgedrückt gemäß Artikel 36 Absatz 2, Biomasseanteil, Oxidations- und Umsetzungsfaktoren, ausgedrückt als reine Brüche;
7. soweit sich die Emissionsfaktoren für Brennstoffe auf Masse anstatt Energie beziehen: Proxywerte für den unteren Heizwert des jeweiligen Stoffstroms;
soweit eine Massenbilanzmethodik angewandt wird: Massenstrom und Kohlenstoffgehalt für jeden Stoffstrom in die und aus der Anlage, Biomasseanteil und gegebenenfalls unterer Heizwert;
mindestens folgende als "Memo-Items" mitzuteilende Angaben:
1. Mengen der verbrannten Biomasse (in TJ) bzw. der in Prozessen eingesetzten Biomasse (in t oder Nm³);
2. CO₂-Emissionen (in t CO₂) aus Biomasse, soweit die Emissionen durch eine auf Messung beruhende Methodik bestimmt werden;
3. gegebenenfalls ein Proxywert für den unteren Heizwert der als Brennstoff verwendeten Biomasse-Stoffströme;
4. Mengen und Energiegehalt von verbrannten flüssigen Biobrennstoffen und Biokraftstoffen, in t bzw. TJ;
5. bei Anwendung von Artikel 49: an eine Anlage weitergeleitetes CO₂ oder von einer Anlage angenommenes CO₂, in t CO₂;
6. bei Anwendung von Artikel 48: an eine Anlage weitergeleitetes inhärentes CO₂ oder von einer Anlage angenommenes inhärentes CO₂, in t CO₂;
7. gegebenenfalls Name und Kennung im Sinne der Verordnung (EU) Nr. 1193/2011:
  1. der Anlage(n), an die CO₂ gemäß Nummer 8 Buchstaben e und f weitergeleitet wird,
  2. der Anlage(n), von der (denen) CO₂ gemäß Nummer 8 Buchstaben e und f angenommen wird;
8. weitergeleitetes CO₂ aus Biomasse, in t CO₂;
bei Anwendung einer Messmethodik:
1. soweit CO₂ als fossile CO₂-Jahresemissionen gemessen wird: die CO₂-Jahresemissionen aus der Verwendung von Biomasse;
2. die gemessenen Treibhausgaskonzentrationen und der Abgasstrom, ausgedrückt als jährlicher Stundenmittelwert bzw. als Jahresgesamtwert;
bei Anwendung einer Methodik gemäß Artikel 22: alle erforderlichen Daten zur Bestimmung der Emissionsquellen und der Stoffströme, für die diese Methodik gilt, sowie Proxywerte für Tätigkeitsdaten, Berechnungsfaktoren und andere Parameter, die im Rahmen einer Ebenenmethodik gemeldet würden;
bei Datenlücken, die durch Ersatzdaten im Sinne von Artikel 65 Absatz 1 geschlossen wurden:
1. Stoffstrom oder Emissionsquelle, die von der Datenlücke betroffen sind;
2. Gründe für die jeweilige Datenlücke;
3. Anfangs- und Enddatum der jeweiligen Datenlücke, einschließlich Uhrzeit;
4. die anhand von Ersatzdaten berechneten Emissionen;
5. soweit die Schätzmethode für Ersatzdaten noch nicht ins Monitoringkonzept einbezogen wurde: eine ausführliche Beschreibung der Schätzmethode einschließlich des Nachweises, dass die angewandte Methodik nicht dazu führt, dass Emissionen für den betreffenden Zeitraum unterschätzt werden;
etwaige andere Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für die Treibhausgasemissionen der Anlage im Berichtsjahr von Belang sind;
gegebenenfalls die Produktionsmenge Primäraluminium, die Häufigkeit und mittlere Dauer der Anodeneffekte im Berichtszeitraum oder die Werte der Anodeneffekt-Überspannung im Berichtszeitraum sowie die Ergebnisse der letzten Bestimmung anlagenspezifischer Emissionsfaktoren für CF₄ und C₂F₆ gemäß Anhang IV und die letzte Bestimmung der Abscheideleistung der Leitungen;
die innerhalb der Anlage verwendeten Abfallarten und die durch ihre Verwendung als Brennstoffe oder Input-Material entstehenden Emissionen sind in Anwendung der Klassifikation des "Europäischen Abfallverzeichnisses" gemäß der Entscheidung 2000/532/EG der Kommission vom 3. Mai 2000 zur Ersetzung der Entscheidung 94/3/EG über ein Abfallverzeichnis gemäß Artikel 1 Buchstabe a der Richtlinie 75/442/EWG des Rates über Abfälle und der Entscheidung 94/904/EG des Rates über ein Verzeichnis gefährlicher Abfälle gemäß Artikel 1 Absatz 4 der Richtlinie 91/689/EWG über gefährliche Abfälle ¹ mitzuteilen. Der jeweilige sechsstellige Code ist den Bezeichnungen der Abfallarten, die in der Anlage verwendet werden, nachzustellen.

Emissionen, die aus verschiedenen Quellen oder gleichartigen Stoffströmen innerhalb ein und derselben Anlage stammen und ein und derselben Tätigkeit zuzuordnen sind, können für die jeweilige Tätigkeit in aggregierter Form gemeldet werden.

Soweit innerhalb eines Berichtszeitraums Ebenen geändert wurden, berechnet und meldet der Anlagenbetreiber die Emissionen für die betreffenden Zeitabschnitte des Berichtszeitraums in separaten Teilen des Jahresberichts.

Betreiber von CO₂-Speicherstätten können nach der Schließung der Speicherstätte gemäß Artikel 17 der Richtlinie 2009/31/EG vereinfachte Emissionsberichte erstellen, die mindestens die Angaben gemäß den Nummern 1 bis 5 enthalten, vorausgesetzt, in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen sind keine Emissionsquellen aufgeführt.

2. Jährliche Emissionsberichte von Luftfahrzeugbetreibern ¹⁸

Der Emissionsbericht eines Luftfahrzeugbetreibers muss mindestens die folgenden Informationen enthalten:

Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG sowie das Rufzeichen oder andere individuelle Kennungen, die für Luftverkehrskontrollzwecke verwendet werden, sowie alle relevanten Kontaktangaben;
Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
Berichtsjahr;
Bezugsnummer und Nummer der Fassung des relevanten genehmigten Monitoringkonzepts;
relevante Änderungen des Flugbetriebs und Abweichungen vom genehmigten Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums;
Zulassungsnummern und Typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG eingesetzten Luftfahrzeuge;
Gesamtzahl der im Bericht erfassten Flüge nach Staatenpaaren;
a. Treibstoffmasse (in Tonnen) je Treibstofftyp nach Staatenpaaren;
CO₂-Gesamtemissionen (in t CO₂), aufgeschlüsselt nach Abflug- und Ankunftsmitgliedstaaten;
soweit die Emissionen anhand eines Emissionsfaktors oder des auf Masse oder Volumen bezogenen Kohlenstoffgehalts berechnet werden: Proxywerte für den unteren Heizwert des Treibstoffs;
bei Datenlücken, die durch Ersatzdaten im Sinne von Artikel 65 Absatz 2 geschlossen wurden:
1. die Zahl der Flüge, ausgedrückt in Prozent der jährlichen Flüge, bei denen Datenlücken aufgetreten sind, und die Umstände und Ursachen der betreffenden Datenlücken;
2. die angewandte Schätzmethode für die Ersatzdaten;
3. die anhand von Ersatzdaten berechneten Emissionen;
Memo-Items:
1. die Zahl der Flüge, ausgedrückt in Prozent der jährlichen Flüge (gerundet auf das nächste 0,1 %), bei denen Datenlücken aufgetreten sind, und die Umstände und Ursachen der betreffenden Datenlücken;
2. den unteren Heizwert alternativer Treibstoffe;
als Anlage zum jährlichen Emissionsbericht teilt der Luftfahrzeugbetreiber die Jahresemissionen und die jährliche Anzahl Flüge je Flugplatzpaar mit. Auf Antrag des Luftfahrzeugbetreibers behandelt die zuständige Behörde diese Information als vertraulich.

3. Tonnenkilometerberichte von Luftfahrzeugbetreibern

Der Tonnenkilometerbericht eines Luftfahrzeugbetreibers muss mindestens die folgenden Informationen enthalten:

Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG sowie das Rufzeichen oder andere individuelle Kennungen, die für Luftverkehrskontrollzwecke verwendet werden, sowie alle relevanten Kontaktangaben;
Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
Berichtsjahr;
Bezugsnummer und Nummer der Fassung des relevanten genehmigten Monitoringkonzepts;
relevante Änderungen des Flugbetriebs und Abweichungen vom genehmigten Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums;
Zulassungsnummern und Typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG eingesetzten Luftfahrzeuge;
gewählte Methode für die Berechnung der Massen für die Fluggäste und das aufgegebene Gepäck sowie für Fracht und Post;
Gesamtzahl der Fluggast- und Tonnenkilometer für alle Flüge, die in dem Berichtsjahr operiert wurden und unter die Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen;
für jedes Flugplatzpaar: die ICAO-Kennung der beiden Flugplätze, Flugstrecke (= Großkreisentfernung + 95 km) in km, Gesamtzahl der Flüge je Flugplatzpaar im Berichtszeitraum, Gesamtmassen für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck (Tonnen) im Berichtszeitraum je Flugplatzpaar, Gesamtzahl der Fluggäste im Berichtszeitraum, Gesamtzahl der Fluggäste X Kilometer je Flugplatzpaar, Gesamtmassen für Fracht und Post (Tonnen) im Berichtszeitraum je Flugplatzpaar, Gesamttonnenkilometer je Flugplatzpaar (t km).

___________

1) ABl. Nr. L 226 vom 06.09.2000 S. 3.

ENDE

	∑ (N₂O Konz_stürdl[mg/Nm³] × Abgasstrom [Nm³/h] × 10^-6
N₂O Emissionen_{Std. Mittelwert}[kg/h] =
	Betriebsstunden [h]