ANHANG II VO (EU) 2012/601

ANHANG IANHANG III

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

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)

Verbrennung von Brennstoffen und als Prozess-Input verwendete BennstoffeRaffination von MineralölHerstellung von KoksRöstung oder Sinterung von MetallerzHerstellung von Roheisen oder StahlHerstellung von ZementklinkerHerstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder MagnesitHerstellung von Glas und MineralwolleHerstellung von keramischen ErzeugnissenHerstellung von Zellstoff und PapierHerstellung von IndustrierußHerstellung von AmmoniakHerstellung von Wasserstoff und SynthesegasHerstellung von organischen GrundchemikalienHerstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen, einschließlich SekundäraluminiumHerstellung von Primäraluminium
Tätigkeit/StoffstromtypParameter, für den die Unsicherheit giltEbene 1Ebene 2Ebene 3Ebene 4
Kommerzielle StandardbrennstoffeBrennstoffmenge (t) oder (Nm3)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Andere gasförmige u. flüssige BrennstoffeBrennstoffmenge (t) oder (Nm3)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Feste BrennstoffeBrennstoffmenge (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
AbfackelnFackelgasmenge (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 %
Regeneration von katalytischen Crackern(*)Unsicherheitsvorgaben gelten für jede Emissionsquelle separat± 10 %± 7,5 %± 5 %± 2,5 %
Wasserstofferzeugungeingesetzter Kohlenwasserstoff (t)± 7,5 %± 2,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Karbonat-InputKarbonat-Inputmaterial und Prozessrückstände (t)± 5 %± 2,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Brennstoff als Prozess-Inputjeder Massenstrom in die und aus der Anlage (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
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 Kohlenstoffjedes Rohmaterial (t)± 15 %± 7,5 %
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 %
Karbonate (Input)jedes (jeder) für CO2-Emissionen verantwortliche karbonathaltige Rohmaterial bzw. Zusatzstoff (t)± 2,5 %± 1,5 %
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 %
Abgaswäscheverbrauchte Menge an Trocken-CaCO3 (t)± 7,5 %
ErgänzungschemikalienMenge an CaCO3 und Na2CO3 (t)± 2,5 %± 1,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Brennstoff als Prozess-Inputals Prozess-Input verbrauchte Brennstoffmenge (t) oder (Nm3)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Brennstoff als Prozess-Inputals Prozess-Input für die Wasserstofferzeugung verbrauchte Brennstoffmenge (t)oder (Nm3)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Prozessemissionenjedes (jeder) als Prozess-Input verwendete Input-Material bzw. Prozessrückstand (t)± 5 %± 2,5 %
Massenbilanzmethodikjedes Input- und Outputmaterial (t)± 7,5 %± 5 %± 2,5 %± 1,5 %
Massenbilanzmethodikjedes 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 %

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:

a)
entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1,
b)
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:

a)
einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, einschließlich solcher, die üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden;
b)
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:

a)
entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1
b)
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:
a) für als t CO2/TJ angegebene Emissionsfaktoren:
C = (EF × Hu)/f
b) 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:

a)
entweder den aus den Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitte 1 und 2 errechneten Kohlenstoffgehalt
b)
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:

a)
einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, die beispielsweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie üblicherweise eingesetzt werden,
b)
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:
a) Methode A (Input-Betrachtung):
der Emissionsfaktor und die Tätigkeitsdaten bezogen auf die Menge des im Prozess eingesetzten Materials.
b) 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.

Fußnote(n):

(*)

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 der Industrie.

© Europäische Union 1998-2021

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