Aktivitätsspezifische Überwachungsmethodiken für Anlagen (Artikel 20 Absatz 2)

1.

SPEZIFISCHE ÜBERWACHUNGSVORSCHRIFTEN FÜR EMISSIONEN AUS VERBRENNUNGSPROZESSEN

A.

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 Unionssystem 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 Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden Emissionsquellen: Heizkessel, Brenner, Turbinen, Erhitzer, Industrieöfen, Verbrennungsöfen, Kalzinieröfen, Brennöfen, Öfen, Trockner, Motoren, Brennstoffzellen, CLC-Einheiten (CLC: Chemical Looping Combustion), Fackeln, thermische oder katalytische Nachverbrennungsanlagen und Abgaswäscher (Prozessemissionen) sowie alle anderen Geräte und Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, ausgenommen Geräte oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Verkehrszwecken genutzt werden.

B.

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 gemäß Unterabschnitt D. Verbrennungsprozesse, die in Gasaufbereitungsstationen stattfinden, können unter Verwendung einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 überwacht werden.

C.

Abgaswäsche

C.1

Entschwefelung

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. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gilt Folgendes:

Methode A: Emissionsfaktor

Ebene 1: Der Emissionsfaktor wird aus den stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 bestimmt. Die Menge von CaCO₃ und MgCO₃ oder anderen Karbonaten in dem betreffenden Input-Material wird nach den Best-Practice-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. Umsetzungsfaktor: Ebene 1: Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1.

C.2

Entfernung von Stickoxiden (De-NO_x)

Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden CO₂-Emissionen aus der Abgaswäsche unter Verwendung von Harnstoff im Einklang mit Artikel 24 Absatz 2 berechnet; dabei gelten die nachstehend genannten Ebenen. Emissionsfaktor: Ebene 1: Die Harnstoffmenge in dem betreffenden Input-Material wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt. Der Emissionsfaktor wird mit einem stöchiometrischen Verhältnis von 0,7328 t CO₂/t Harnstoff bestimmt. Umsetzungsfaktor: Es gilt nur die Ebene 1.

D.

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

A.

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber überwacht und meldet alle CO₂-Emissionen aus Verbrennungs- und Produktionsprozessen innerhalb von Raffinerien. Der Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kessel; Prozessfeuerungen, Verbrennungsmotoren/Turbinen; katalytische und thermische Oxidatoren; Kokskalzinieröfen; Löschwasserpumpen; Not-/Ersatzgeneratoren; Fackeln, Verbrennungsöfen; Cracker; Wasserstoffproduktionseinheiten; Claus-Anlagen; katalytische Regeneration (durch katalytisches Cracken und andere katalytische Verfahren) und Kokserzeugungsanlagen (Flexicoking, Delayed Coking).

B.

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. Emissionen aus speziellen Wasserstofferzeugungseinheiten werden nach Maßgabe von Abschnitt 19 dieses Anhangs überwacht. 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. Die spezifische Berechnungsmethodik muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden.

3.

HERSTELLUNG VON KOKS GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

Geltungsbereich

Der Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Rohstoffe (einschließlich Kohle oder Petrolkoks); konventionelle Brennstoffe (einschließlich Erdgas); Prozessgase (einschließlich Gichtgas – BFG); sonstige Brennstoffe und Abgaswäsche.

B.

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

A.

Geltungsbereich

Der Betreiber 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 Input-Material verwendete Prozessrückstände einschließlich Filterstaub aus Sinteranlagen, Konverter und Hochofen; sonstige Brennstoffe und Abgaswäsche.

B.

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

A.

Geltungsbereich

Der Betreiber 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 Grafitelektroden; andere Brennstoffe und Abgaswäsche.

B.

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

A.

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; Grafitelektroden, Rohstoffe, einschließlich Kalkstein und Dolomit; kohlenstoffhaltige Metallerze und -konzentrate; sekundäre Einsatzstoffe.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

In Anlagen, in denen Kohlenstoff aus in der Anlage eingesetzten Brennstoffen oder Input-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

A.

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 den Elektrodenverbrauch bei der Elektrolyse 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 überwacht.

B.

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

A.

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber wendet die folgenden Vorschriften für Emissionen von Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC) aus Anodeneffekten, einschließlich diffuser PFC-Emissionen, an. Für damit zusammenhängende CO₂-Emissionen, einschließlich Emissionen aus der Elektrodenfertigung, legt der Anlagenbetreiber Abschnitt 7 zugrunde. Außerdem berechnet der Anlagenbetreiber die nicht mit Anodeneffekten zusammenhängenden PFC-Emissionen anhand von Schätzmethoden im Einklang mit den Best-Practice-Leitlinien der Industrie und etwa von der Kommission zu diesem Zweck veröffentlichten Leitlinien.

B.

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:

a)

Methode A, soweit die Anodeneffekt-Minuten je Zelltag aufgezeichnet werden;

b)

Methode B, soweit die Anodeneffekt-Überspannung aufgezeichnet wird.

Berechnungsmethode A – Steigungsmethode ( „Slope Method” )

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

CF₄-Emissionen [t] = AEM × (SEF_CF4/1000) × Pr_Al

C₂F₆-Emissionen [t] = CF₄-Emissionen × F_C2F6

Dabei ist:

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 erzeugte Tonne Aluminium je 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 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⁽¹⁾ zurück. Der Emissionsfaktor berücksichtigt auch die nicht mit Anodeneffekten zusammenhängenden Emissionen. Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren jeweils mit einer maximalen Unsicherheit von ±15 %. Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren mindestens alle drei Jahre oder früher, wenn relevante Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen. 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 [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 ( „Overvoltage Method” )

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 ist:

OVC=

Überspannungskoeffizient ( „Emissionsfaktor” ), ausgedrückt in kg CF₄ je produzierte Tonne Aluminium und Millivolt (mV) Überspannung

AEO=

Anodeneffekt-Überspannung je Zelle [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 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 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 %. Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren mindestens alle drei Jahre oder früher, wenn relevante Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen. 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 2

Technologiespezifische Emissionsfaktoren, bezogen auf Überspannungsdaten

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

C.

Bestimmung von CO_2Äq-Emissionen

Der Anlagenbetreiber berechnet die CO_2Äq-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_2Ä)] = CF₄-Emissionen [t] × GWP_CF4 + C₂F₆-Emissionen [t] × GWP_C2F6

9.

HERSTELLUNG VON ZEMENTKLINKER GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

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 nicht karbonatischem Kohlenstoff in Kalkstein und Schiefer und Rohmaterial für die Abgaswäsche.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 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. Bei der Methode A müssen mindestens die folgenden Karbonate berücksichtigt werden: CaCO₃, MgCO₃ und FeCO₃. Bei Methode B muss der Anlagenbetreiber mindestens CaO und MgO berücksichtigen und der zuständigen Behörde nachweisen, inwieweit andere Kohlenstoffquellen zu berücksichtigen sind. CO₂-Emissionen im Zusammenhang mit aus dem Prozess abgeschiedenem Staub und mit nicht karbonatischem Kohlenstoff in den Rohmaterialien werden nach Maßgabe der Unterabschnitte C und D dieses Abschnitts hinzugerechnet.

Berechnungsmethode A: Ofen-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 einmal 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

a)

entweder durch direktes Wiegen des Klinkers

b)

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]) + (versandter Klinker [t]) – (Veränderung des Klinkerbestands [t])

Der Anlagenbetreiber berechnet den Klinker-/Zement-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.

C.

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 Prozessemissionen im Sinne von Artikel 24 Absatz 2 berechnet werden. 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 einmal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 und nach folgender Formel:

EFCKDEFKli1EFKliG1EF Kli1EFKliG Dabei ist:

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.

D.

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. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen für den Emissionsfaktor 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 einmal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.

Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen für den Emissionsfaktor 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

A.

Geltungsbereich

Der Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Kalzinierung von Kalkstein, Dolomit oder Magnesit in den Rohstoffen; nicht karbonatischen Kohlenstoff in 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, sodass annähernd dieselbe Menge CO₂ wieder gebunden wird, müssen die Karbonatzersetzung und der Reinigungsprozess nicht separat in das Monitoringkonzept der Anlage einbezogen werden.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht. Prozessemissionen aus Karbonaten in Rohmaterialien werden nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht. Kalzium- und Magnesium-Karbonate müssen stets berücksichtigt werden. Andere Karbonate und nicht karbonatischer Kohlenstoff im Rohmaterial werden berücksichtigt, wenn sie für die Berechnung der Emissionen relevant sind. Für die Methodik der Input-Betrachtung werden die Karbonatgehaltswerte um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des Materials bereinigt. Bei der Magnesiaherstellung werden gegebenenfalls andere magnesiumhaltige Mineralstoffe als Karbonate berücksichtigt. Doppelerfassungen oder Nichterfassungen aufgrund von Materialrückläufen oder von Bypass-Material werden vermieden. Bei Anwendung von Methode B wird Kalkofenstaub gegebenenfalls als separater Stoffstrom betrachtet.

C.

Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff in Rohmaterialien

Der Anlagenbetreiber bestimmt zumindest die Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff in Kalkstein, Schiefer oder alternativem Rohmaterial im Ofen nach Maßgabe von Artikel 24 Absatz 2. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen für den Emissionsfaktor 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 einmal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt: Ebene 1: Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1. Ebene 2: Der Umsetzungsfaktor wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie berechnet.

11.

HERSTELLUNG VON GLAS, GLASFASERN ODER DÄMMMATERIAL AUS MINERALWOLLE GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber wendet die Vorschriften dieses Abschnitts auch auf Anlagen an, in denen Wasserglas und Steinwolle hergestellt werden. Der Betreiber 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 (Biomasse-Abfälle); andere Brennstoffe; kohlenstoffhaltige Zusatzstoffe wie Koks, Kohlenstaub und Grafit; Nachverbrennung von Abgasen und Abgaswäsche.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung, einschließlich der Abgaswäsche, werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht. Prozessemissionen aus nicht karbonatischen Rohstoffen, einschließlich Koks, Grafit und Kohlestaub, werden nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht. Zumindest folgende Karbonate müssen berücksichtigt werden: CaCO₃, MgCO₃, Na₂CO₃, NaHCO₃, BaCO₃, Li₂CO₃, K₂CO₃, und SrCO₃. Nur Methode A findet Anwendung. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 werden die Ebenen für den Emissionsfaktor von karbonathaltigen Rohmaterialien 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. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gilt für den Umsetzungsfaktor, dass auf alle Prozessemissionen aus Karbonaten und nicht karbonatischen Rohmaterialien nur die Ebene 1 Anwendung findet.

12.

HERSTELLUNG VON KERAMISCHEN ERZEUGNISSEN GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

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; nicht karbonatischer Kohlenstoff in Ton und anderem Rohmaterial.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung, einschließlich der Abgaswäsche, werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 überwacht. Prozessemissionen aus Rohmehlkomponenten und Zusatzstoffen werden 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 bei Verwendung von Tonen oder Zusatzstoffen mit hohem Gehalt an nicht karbonatischen Kohlenstoff wendet der Anlagenbetreiber Methode A an. Kalziumkarbonate werden immer berücksichtigt. Andere Karbonate und nicht karbonatischer Kohlenstoff im Rohmaterial werden berücksichtigt, wenn sie für die Berechnung der Emissionen relevant sind. Die Tätigkeitsdaten für die Input-Materialien der Methode A können durch eine geeignete, von der zuständigen Behörde genehmigte Rückrechnung auf der Grundlage der Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt werden. Bei dieser Rückrechnung ist zu berücksichtigen, welche Messverfahren für getrocknete Grünlinge oder gebrannte Produkte zur Verfügung stehen und welche geeigneten Datenquellen für die Feuchtigkeit von Ton und Zusatzstoffen und für den Masseverlust (Glühverlust) der betreffenden Materialien herangezogen werden. Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gelten für Prozessemissionen aus karbonathaltigen Rohmaterialien 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. Der gesamte anorganische und organische Kohlenstoff des Tonmaterials gilt als in diesem Wert enthalten. Zusatzstoffe gelten als nicht in diesem Wert enthalten. 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 einmal jährlich aktualisiert. Ebene 3: Die Zusammensetzung der relevanten Rohmaterialien wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt. Die Zusammensetzungsdaten werden gegebenenfalls anhand der stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 in Emissionsfaktoren umgerechnet.

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. Der gesamte anorganische und organische Kohlenstoff des Tonmaterials gilt als in diesem Wert enthalten. Zusatzstoffe gelten als nicht in diesem Wert enthalten. 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 einmal jährlich aktualisiert. Ebene 3: Die Zusammensetzung der relevanten Produkte 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 gegebenenfalls davon ausgegangen wird, dass alle relevanten Metalloxide aus den jeweiligen Karbonaten stammen. Abweichend von Abschnitt 1 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 recyceltem Kalkstein ist zu vermeiden.

13.

HERSTELLUNG VON GIPSERZEUGNISSEN UND GIPSKARTONPLATTEN GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber berücksichtigt mindestens alle CO₂-Emissionen aus allen Arten von Verbrennungstätigkeiten.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 überwacht.

14.

HERSTELLUNG VON ZELLSTOFF UND PAPIER GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

Geltungsbereich

Der Betreiber 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).

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Emissionen aus der Verbrennung einschließlich Abgaswäsche werden nach Maßgabe von Abschnitt I überwacht. Prozessemissionen aus Rohmaterialien, die als Zusatzchemikalien verwendet werden (dies betrifft mindestens Kalkstein und Soda), werden nach Maßgabe von Anhang II Abschnitt 4 überwacht (Methode A). CO₂-Emissionen aus der Rückgewinnung von Kalkschlamm bei der Zellstoffherstellung werden als CO₂ aus recycelter 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. Die Zusammensetzungsdaten werden gegebenenfalls anhand der stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 in Emissionsfaktoren umgerechnet.

Für den Umsetzungsfaktor findet ausschließlich Ebene 1 Anwendung.

15.

HERSTELLUNG VON INDUSTRIERUSS GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

Geltungsbereich

Der Anlagenbetreiber berücksichtigt als CO₂-Emissionsquellen mindestens alle Brennstoffe für die Verbrennung und als Prozessmaterial verwendeten Brennstoffe.

B.

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

A.

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

a)

im Falle der Salpetersäureherstellung – N₂O-Emissionen aus der katalytischen Oxidation von Ammoniak und/oder aus NO_x/N₂O-Minderungsanlagen;

b)

im Falle der Adipinsäureherstellung – N₂O-Emissionen, auch solche aus der Oxidationsreaktion, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;

c)

im Falle der Glyoxal- und Glyoxylsäureherstellung – N₂O-Emissionen, auch solche aus Prozessreaktionen, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;

d)

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.

B.

Bestimmung von N₂O-Emissionen

B.1

N₂O-Emissionen pro Jahr

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 der Formel 1 in Anhang VIII Abschnitt 3 berechnete Summe aller stündlichen Emissionen.

B.2

N₂O-Emissionen pro Stunde

Der Anlagenbetreiber berechnet den jährlichen Stundenmittelwert der N₂O-Emissionen für jede Quelle, deren Emissionen kontinuierlich gemessen werden, nach der Gleichung in Anhang VIII Abschnitt 3. Der Anlagenbetreiber bestimmt die stündlichen N₂O-Konzentrationen 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 ist:

V_Luft=

der Gesamtzuluftstrom in Nm³/h unter Normbedingungen

O₂,_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 ist:

V_prim=

der primäre Zuluftstrom in Nm³/h unter Normbedingungen

V_sek=

der sekundäre Zuluftstrom in Nm³/h unter Normbedingungen

V_Sperr=

der Sperrluftstrom in Nm³/h unter Normbedingungen

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 Best-Practice-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 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

a)

die N₂O-Konzentration im Abgas,

b)

den Gesamtabgasstrom, soweit er direkt gemessen wird und dies erforderlich ist,

c)

sämtliche Gasströme und Sauerstoffkonzentrationen, die zur indirekten Bestimmung des Gesamtabgasstroms erforderlich sind.

C.

Bestimmung der jährlichen CO₂-Äquivalente (CO_2Äq)

Die jährlichen N₂O-Gesamtemissionen 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_2Äq [t] = N₂O_jährlich[t] × GWP_N2O Dabei sind:

N₂O_jährlich=

die nach der Gleichung 1 in Anhang VIII Abschnitt 3 berechneten jährlichen N₂O-Gesamtemissionen.

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_2Äq (in gerundeten Tonnen) mitgeteilt.

17.

HERSTELLUNG VON AMMONIAK GEMÄẞ ANHANG I DER RICHTLINIE 2003/87/EG

A.

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.

B.

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 Einsatzstoff 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

A.

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.

B.

Spezifische Überwachungsvorschriften

Ist die Produktion organischer Grundchemikalien technischer Bestandteil einer Mineralölraffinerie, so wendet der Anlagenbetreiber die einschlägigen Bestimmungen von Abschnitt 2 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

A.

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.

B.

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 separaten Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber entweder die Emissionen in der Massenbilanz berücksichtigen oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 anwenden, 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 den Unterabsätzen 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

A.

Geltungsbereich

Die für CO₂-Emissionen zu berücksichtigenden Emissionsquellen und Stoffströme aus Anlagen zur Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat umfassen:

a)

Brennstoffe für Verbrennungsprozesse, einschließlich für die Heißwasser- oder Dampfbereitung;

b)

Rohstoffe, einschließlich Abgas aus dem Brennen von Kalkstein, sofern es nicht für die Karbonisierung eingesetzt wird;

c)

Abgase aus Wasch- oder Filterschritten nach der Karbonisierung, sofern sie nicht für die Karbonisierung eingesetzt werden.

B.

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

A.

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:

a)

an die Abscheidungsanlage weitergeleitetes CO₂;

b)

Verbrennungstätigkeiten und damit zusammenhängende andere Tätigkeiten der Anlage, die mit der Abscheidung im Zusammenhang stehen, einschließlich Verwendung von Brennstoff und Input-Material.

B.

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_Input gemäß 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 zu deren Zufriedenheit und 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 Artikeln 40 bis 46 und Artikel 49 eine auf Berechnung 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

A.

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 einschließen 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 Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen CO₂-Emissionsquellen: Verbrennungs- und andere Prozesse in Anlagen, die funktional mit dem Transportnetz verbunden sind, wie Verdichterstationen; diffuse Emissionen aus dem Transportnetz; abgelassene Emissionen aus dem Transportnetz; Emissionen aus Leckagen im Transportnetz.

B.

Methodiken der CO₂-Quantifizierung

Der Betreiber der Transportnetze bestimmt die Emissionen nach einer der folgenden Methoden:

a)

Methode A (Gesamtmassenbilanz aller Input- und Output-Stoffströme) gemäß Unterabschnitt B.1;

b)

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 verursacht werden. 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 Betreiber bestimmt die Emissionen nach folgender Formel:Emissionent CO2EEigentätigkeitiTIN,iiTAUS,i 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_AUS,i=

die Menge des an einem Austrittspunkt j aus dem Transportnetz weitergeleiteten CO₂, die gemäß den Artikeln 40 bis 46und Artikel 49bestimmt wird

B.2

Methode B:

Jeder Betreiber 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]= CO_2 diffus + CO_{2 abgelassen} + CO_2 Leckagen + CO_2 Anlagen Dabei sind:

Emissionen=

die gesamten CO₂-Emissionen aus dem Transportnetz [t CO₂]

CO_2 diffus=

die Menge diffuser Emissionen (t CO₂) aus dem im Transportnetz transportierten CO₂, einschließlich Verschlüssen, Ventilen, Zwischendruckstationen und Zwischenspeichern

CO_{2 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 Betreiber berücksichtigt diffuse Emissionen aus folgenden Ausrüstungen:

a)

Verschlüsse;

b)

Messgeräte;

c)

Ventile;

d)

Zwischendruckstationen;

e)

Zwischenspeicher.

Der Betreiber 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 Betreiber überprüft diese Faktoren mindestens alle fünf Jahre unter Berücksichtigung der in diesem Bereich besten verfügbaren Techniken und Erkenntnisse. Der Betreiber 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:Diffuse Emt CO2KategorieEFg CO2EreignisNEreignis106 Als Anzahl Ereignisse (N_Ereignis) betrachtet der Betreiber 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 Betreiber 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

A.

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 Betreiber unverzüglich folgende Maßnahmen:

a)

Er unterrichtet die zuständige Behörde;

b)

er ordnet die Leckage den Emissionsquellen der betreffenden Anlage zu;

c)

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 Betreiber die betreffende Leckage als Emissionsquelle aus dem Monitoringkonzept streichen und braucht diese Emissionen nicht länger zu überwachen und darüber zu berichten. Jeder Betreiber einer Anlage/eines Komplexes für die geologische Speicherung berücksichtigt mindestens die folgenden potenziellen Gesamt-CO₂-Emissionsquellen: Brennstoffeinsatz in Verdichteranlagen und andere Feuerungstätigkeiten einschließlich in Kraftwerken der Speicherstätte; Ablassen aus der Injektion oder der tertiären Kohlenwasserstoffförderung; diffuse Emissionen aus der Injektion; austretendes CO₂ aus der tertiären Kohlenwasserstoffförderung; Leckagen.

B.

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 wird, und zieht von seiner errechneten Emissionsmenge kein CO₂ ab, das in der Speicherstätte geologisch gespeichert oder an eine andere Anlage weitergeleitet wird.

B.1

Abgelassene und diffuse Emissionen aus der Injektion

Der Betreiber bestimmt abgelassene und diffuse Emissionen nach folgender Formel: Emittiertes CO₂ [t CO₂ ] = A CO₂ [t CO₂] + D CO₂ [t CO₂] Dabei ist:

A CO₂=

die Menge abgelassenes CO₂

D CO₂=

die Menge CO₂ aus diffusen Emissionen

Jeder Betreiber 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 Betreiber 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 unverhältnismäßige Kosten verursachen würde. Der Betreiber 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 Betreiber 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 Betreiber 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 der vorliegenden Verordnung genügen.

B.2

Abgelassene und diffuse Emissionen aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoffen

Jeder Betreiber berücksichtigt die folgenden potenziellen zusätzlichen Quellen von Emissionen aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoffen:

a)

Öl-Gas-Separatoren und die Gasrecycling-Anlage, in denen diffuse CO₂-Emissionen auftreten könnten;

b)

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;

c)

das System für den CO₂-Ablass, das ein Erlöschen der Fackel wegen hoher CO₂-Konzentrationen verhindern soll.

Jeder Betreiber bestimmt diffuse Emissionen oder abgelassenes CO₂ gemäß Unterabschnitt B.1 dieses Abschnitts. Jeder Betreiber bestimmt Emissionen aus dem Fackelkopf gemäß Abschnitt 1 Unterabschnitt D; 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:Emittiertes CO2t CO2TEndTStartL CO2t CO2T Dabei ist:

L CO₂=

die Masse des wegen der Leckage emittierten oder abgegebenen CO₂ pro Kalendertag, wobei

a)

der betreffende Betreiber 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;

b)

der Betreiber die pro Stunde ausgetretene Masse nach den Bestimmungen des genehmigten Monitoringkonzepts für die Speicherstätte und die Leckage bestimmt;

c)

der Betreiber 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:

a)

der letzte Zeitpunkt, an dem keine Emissionen oder Abgaben von CO₂ in die Wassersäule aus der betreffenden Quelle gemeldet wurden;

b)

der Zeitpunkt, an dem mit der CO₂–Injektion begonnen wurde;

c)

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 Abhilfemaßnahmen 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 Betreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass diese Methoden genauer sind als die in diesem Unterabschnitt vorgegebene Methodik. Der Betreiber 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 Betreiber folgende Anpassung vor: CO_2,gemeldet [t CO2] = CO_{2,quantifiziert} [t CO2] × (1 + (Unsicherheit_System [%]/100) – 0,075) Dabei ist:

CO_2,gemeldet=

die in den Jahresemissionsbericht für das betreffende Leckageereignis einzubeziehende Menge CO₂.

CO_{2,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.