Datenüberwachungsmethoden

1.

GEGENSTAND

Dieser Anhang enthält Methoden für die Ermittlung der Daten, die für die Übermittlung der in Anhang IV aufgeführten Daten auf Ebene der Anlage erforderlich sind, sowie Regeln für die Zuordnung dieser Daten zu Anlagenteilen, ausgenommen Daten, die gemäß einem Monitoringkonzept überwacht werden, dass die zuständige Behörde gemäß Verordnung (EU) Nr. 601/2012 genehmigt hat. Daten, die nach Maßgabe der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 ermittelt werden, werden im Rahmen der Verordnung verwendet, wenn sie relevant sind.

2.

BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

„Datensatz” bedeutet für die Zwecke dieses Anhangs eine Datenart, je nach den Gegebenheiten entweder auf Ebene der Anlage oder der Anlagenteile, wie nachstehend genannt:

a)

die Menge von Brennstoffen oder Materialien, die in einem Prozess verbraucht oder erzeugt wird und für die auf Berechnung beruhende Überwachungsmethodik relevant ist, ausgedrückt in Terajoule, als Masse in Tonnen oder — bei Gasen — als Volumen in Normkubikmetern, einschließlich Restgasen;

b)

ein Berechnungsfaktor wie im Rahmen der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 verwendet (d. h. Zusammensetzung eines Materials, Brennstoffs oder Restgases;

c)

die Nettomenge der messbaren Wärme und Parameter, die für die Ermittlung dieser Menge relevant sind, insbesondere

—

Wärmefluss des Wärmeträgers und

—

die Enthalpie des übermittelten und zurückgeleiteten Wärmeträgers, die durch Zusammensetzung, Temperatur, Druck und Sättigung spezifiziert wird;

d)

die Mengen nicht messbarer Wärme, die durch die relevanten Mengen der für die Wärmeerzeugung verwendeten Brennstoffe spezifiziert werden, und den unteren Heizwert des Brennstoffmixes;

e)

die Strommengen;

f)

die Mengen CO₂, die zwischen Anlagen weitergeleitet werden.

„Bestimmungsmethodik” bedeutet eine der nachstehend genannten Methodiken:

a)

eine Methodik zur Ermittlung, Erhebung und Verarbeitung von Daten, die in der Anlage für Datensätze historischer Daten bereits vorliegen, oder

b)

eine Überwachungsmethodik für einen spezifischen Datensatz, die auf einem genehmigten Plan zur Überwachungsmethodik beruht.

Darüber hinaus gelten die Begriffsbestimmungen für „Stoffstrom” , „Emissionsquelle” , „inhärentes Risiko” , „Kontrollrisiko” und „Emissionsfaktor” des Artikels 3 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012.

3.

ALLGEMEINE METHODEN

3.1.

Anwendbare Methoden

Der Anlagenbetreiber bestimmt Daten für die Erstellung eines Bezugsdatenberichts im Einklang mit Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe a mithilfe von in diesem Anhang beschriebenen Methoden. Sind in diesem Anhang anwendbare Methoden für die Bestimmung eines bestimmten Datensatzes nicht beschrieben, wendet der Anlagenbetreiber eine geeignete Methode an, die von der für den Plan zur Überwachungsmethodik zuständigen Behörde gemäß Artikel 6 genehmigt wurde. Eine Methode gilt als geeignet, wenn der Anlagenbetreiber gewährleistet, dass jegliche Messung, Analyse, Probenahme, Kalibrierung und Validierung zur Bestimmung des spezifischen Datensatzes mithilfe von Methoden vorgenommen wird, die auf den entsprechenden EN-Normen beruhen. Sind keine solchen Normen verfügbar, so stützen sich die Methoden auf geeignete ISO-Normen oder nationale Normen. Gibt es keine anwendbaren veröffentlichten Normen, so werden geeignete Normentwürfe, Best-Practice-Leitlinien der Industrie oder andere wissenschaftlich erprobte Vorgehensweisen verwendet, die systematische Fehler bei Probenahme und Messung begrenzen.

3.2.

Ansatz für die Zuordnung von Daten an Anlagenteile

1.

Sind nicht für jeden Anlagenteil Daten für einen spezifischen Datensatz vorhanden, so schlägt der Anlagenbetreiber eine geeignete Methode zur Bestimmung der für jeden einzelnen Anlagenteil benötigten Daten vor, außer in den Fällen gemäß Artikel 10 Absatz 3 Unterabsätze 2 und 3. Zu diesem Zweck gilt einer der folgenden Grundsätze, je nachdem, welcher Grundsatz genauere Ergebnisse liefert:

a)

Soweit an derselben Produktionslinie nacheinander unterschiedliche Produkte hergestellt werden, werden Inputs, Outputs und die diesbezüglichen Emissionen sequenziell auf Basis der Nutzungszeit pro Jahr und Anlagenteil zugeordnet;

b)

Inputs, Outputs und die diesbezüglichen Emissionen werden auf Basis der Masse oder des Volumens der jeweils hergestellten Produkte oder anhand von Schätzungen auf Basis der freien Reaktionsenthalpien der betreffenden chemischen Reaktionen oder anhand eines anderen geeigneten wissenschaftlich fundierten Verteilungsschlüssels zugeordnet.

2.

Tragen mehrere Messinstrumente unterschiedlicher Qualität zu den Messergebnissen bei, sind die auf Anlagenebene vorliegenden Daten zu den Mengen von Materialien, Brennstoffen, messbarer Wärme oder Strom nach einer der folgenden Methoden auf die Anlagenteile aufzuteilen:

a)

Bestimmung der Aufteilung auf Grundlage einer Bestimmungsmethode wie Messung mit Unterzählern, Schätzung, Korrelation, die für jeden Anlagenteil in gleicher Weise angewendet wird. Weicht die Summe der Daten zu den Anlagenteilen von den gesondert für die Anlage bestimmten Daten ab, wird zur einheitlichen Berichtigung ein einheitlicher „Abgleichfaktor” wie folgt angewendet, um zu dem Zahlenwert für die Gesamtanlage zu gelangen:

AbgF = DAnl / Σ DAT

(Gleichung 1)

dabei sind AbgF der Abgleichfaktor, D_Anl der für die Gesamtanlage ermittelte Datenwert und D_AT die Datenwerte für die einzelnen Anlagenteile. Die Daten für jeden Anlagenteil werden dann wie folgt berichtigt:

DAT,ber = DAT × AbgF

(Gleichung 2)

b)

Sind lediglich zu einem Anlagenteil keine Daten verfügbar oder von schlechterer Qualität als die Daten der übrigen Anlagenteile, so können die bekannten Anlagenteildaten von den Daten der Gesamtanlage abgezogen werden. Diese Methode wird nur bei Anlagenteilen bevorzugt, die kleinere Mengen zur Zuteilung der Anlage beitragen.

3.3.

Messinstrumente oder -verfahren, die nicht der Kontrolle des Anlagebetreibers unterliegen

Der Anlagenbetreiber kann auf Messsysteme oder Analyseverfahren zurückgreifen, die nicht seiner eigenen Kontrolle unterliegen, wenn

a)

der Anlagenbetreiber für die Bestimmungen eines bestimmten Datensatzes nicht über eigene Messinstrumente oder Analyseverfahren verfügt;

b)

die Bestimmung eines Datensatzes durch die Messinstrumente oder Analyseverfahren des Anlagenbetreibers technisch nicht möglich ist oder unverhältnismäßige Kosten verursachen würde;

c)

der Anlagebetreiber der zuständigen Behörde nachweist, dass das nicht seiner Kontrolle unterliegende Messsystem oder Analyseverfahren zuverlässigere Ergebnisse liefert und weniger anfällig für Kontrollrisiken ist.

Zu diesem Zweck kann der Anlagenbetreiber auf eine der folgenden Datenquellen zurückgreifen:

a)

die Mengen, die in den von einem Handelspartner ausgestellten Rechnungen ausgewiesen sind, sofern eine kommerzielle Transaktion zwischen zwei unabhängigen Handelspartnern stattfindet;

b)

die durch direktes Ablesen von den Messsystemen ermittelten Werte;

c)

die Anwendung empirischer Korrelationen durch eine kompetente, unabhängige Stelle, z. B. Gerätelieferanten, Ingenieurbüros oder akkreditierte Laboratorien.

3.4.

Methoden der indirekten Bestimmung

Steht für den benötigten Datensatz kein Konzept der direkten Messung oder Analyse zur Verfügung, insbesondere in Fällen, in denen messbare Nettowärme in verschiedene Produktionsprozesse einfließt, so schlägt der Anlagenbetreiber die Anwendung einer Methode der indirekten Bestimmung vor, wie

a)

Berechnung auf Basis eines bekannten chemischen oder physikalischen Prozesses gegebenenfalls unter Heranziehung anerkannter Literaturwerte für die chemischen oder physikalischen Eigenschaften der beteiligten Stoffe, geeigneter stöchiometrischer Faktoren und thermodynamischer Eigenschaften wie Reaktionsenthalpien;

b)

Berechnung auf Basis der Auslegungsdaten der Anlage, wie Energieeffizienz der technischen Einheiten oder den pro Produkteinheit berechneten Energieverbrauch;

c)

Korrelationen auf der Grundlage empirischer Tests zur Bestimmung von Schätzwerten aus nicht kalibrierten Geräten für den benötigten Datensatz oder von in den Produktionsprotokollen dokumentierten Daten. Zu diesem Zweck trägt der Anlagenbetreiber dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahrensregeln der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Werte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden. Der Anlagenbetreiber bewertet die Gültigkeit solcher Korrelationen mindestens einmal jährlich.

4.

AUSWAHL DER BESTIMMUNGSMETHODEN UND DER DATENQUELLEN MIT DER HÖCHSTEN ERREICHBAREN GENAUIGKEIT

4.1.

Technische Machbarkeit

Erklärt ein Anlagenbetreiber, dass die Anwendung einer spezifischen Bestimmungsmethodik technisch nicht machbar ist, so bewertet die zuständige Behörde die technische Machbarkeit, wobei sie die Begründung des Anlagenbetreibers berücksichtigt. Diese Begründung stützt sich darauf, dass dem Anlagenbetreiber technische Mittel zur Verfügung stehen, die den Erfordernissen eines vorgeschlagenen Systems oder einer vorgeschlagenen Auflage gerecht werden und innerhalb der für die Zwecke dieser Verordnung erforderlichen Zeitspanne eingesetzt werden können. Diese technischen Mittel schließen auch die Verfügbarkeit der erforderlichen Techniken und Technologie ein.

4.2.

Unverhältnismäßige Kosten

Erklärt ein Anlagenbetreiber, dass die Anwendung einer spezifischen Bestimmungsmethodik unverhältnismäßige Kosten verursacht, so bewertet die zuständige Behörde die Verhältnismäßigkeit der Kosten, wobei sie die Begründung des Betreibers berücksichtigt. Die zuständige Behörde sieht Kosten als unverhältnismäßig an, wenn die vom Anlagenbetreiber veranschlagten Kosten den Nutzen einer spezifischen Bestimmungsmethode überwiegen. Zu diesem Zweck wird der Nutzen durch Multiplikation eines Verbesserungsfaktors mit einem in Artikel 18 Absatz 1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission⁽¹⁾ genannten Referenzpreis berechnet; die Kosten schließen gegebenenfalls einen angemessenen Abschreibungszeitraum auf Basis der wirtschaftlichen Lebensdauer der Ausrüstung ein. Der Verbesserungsfaktor beträgt 1 % der zuletzt bestimmten jährlichen kostenlosen Zuteilung an den Anlagenteil. Abweichend von dieser Berechnungsmethode kann die zuständige Behörde Anlagenbetreibern gestatten, den Verbesserungsfaktor als 1 % des betroffenen CO₂-Äquivalents zu bestimmen. Beim betroffenen CO₂-Äquivalent muss es sich um eines der nachstehend genannten handeln, je nach dem Parameter, für den die Verbesserung der Methodik vorgesehen ist:

a)

im Falle eines kohlenstoffhaltigen Brennstoffs oder Materials, einschließlich Restgasen, die Emissionen, die freigesetzt würden, wenn der in der Jahresmenge des Brennstoffs oder Materials enthaltene Kohlenstoff in CO₂ umgesetzt würde;

b)

im Falle von Emissionen, die durch eine auf Messung beruhende Methodik überwacht werden, die Jahresemissionen der entsprechenden Emissionsquelle;

c)

im Falle von messbarer Wärme die entsprechende Jahresmenge messbarer Wärme, multipliziert mit der Wärme-Benchmark;

d)

im Falle von nicht messbarer Wärme die entsprechende Jahresmenge nicht messbarer Wärme, multipliziert mit der Brennstoff-Benchmark;

e)

im Falle von Strom die entsprechende Jahresmenge Strom, multipliziert mit dem in Artikel 22 Absatz 3 genannten Faktor;

f)

im Falle der Menge eines Produkts, für das eine Produkt-Benchmark gilt, die vorläufige Zahl der dem Anlagenteil kostenlos zugeteilten Zertifikate, die gemäß Artikel 16 Absatz 2 im ersten Jahr des entsprechenden Zuteilungszeitraums bestimmt wurde. Wurde die relevante Benchmark noch nicht im Einklang mit Artikel 10a Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG bestimmt, wird die betreffende Benchmark gemäß Anhang I dieser Verordnung herangezogen.

Maßnahmen zur Verbesserung der Überwachungsmethodik einer Anlage, deren Gesamtkosten 2000 EUR pro Jahr nicht überschreiten, gelten nicht als unverhältnismäßig. Bei Anlagen mit geringen Emissionen gemäß Artikel 47 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 liegt dieser Schwellenwert bei 500 EUR.

4.3.

Prozess

Um die genauesten verfügbaren Datenquellen zu ermitteln, wählt der Anlagenbetreiber die genauesten Datenquellen aus, die technisch machbar sind und keine unverhältnismäßigen Kosten verursachen und die einen klaren Datenfluss mit dem geringsten inhärenten Risiko und Kontrollrisiko gewährleisten (im Folgenden „primäre Datenquellen” ). Der Anlagenbetreiber zieht die primären Datenquellen für die Erstellung des Bezugsdatenberichts heran. Soweit dies machbar ist, ohne unverhältnismäßige Kosten zu verursachen, bemüht sich der Anlagenbetreiber für die Zwecke des Kontrollsystems gemäß Artikel 11 zur Bestätigung der primären Datenquellen, zusätzliche Datenquellen oder Methoden für die Datenbestimmung (im Folgenden „bestätigende Datenquellen” ) zu ermitteln und zu verwenden. Die gegebenenfalls ausgewählten bestätigenden Datenquellen werden in den schriftlichen Verfahren gemäß Artikel 11 Absatz 2 und im Plan zur Überwachungsmethodik dokumentiert. Für die Auswahl der primären Datenquellen vergleicht der Anlagenbetreiber alle für denselben Datensatz verfügbaren Datenquellen unter Verwendung der in den Abschnitten 4.4 bis 4.6 genannten allgemeinen Datenquellen und zieht die am höchsten eingestuften Datenquellen heran, die als die genauesten Datenquellen betrachtet werden. Nur wenn eine der Ausnahmen gemäß Artikel 7 Absatz 2 gilt, dürfen andere Datenquellen herangezogen werden. In einem solchen Fall wird die zweithöchst eingestufte Datenquelle herangezogen, es sei denn, dies ist technisch nicht machbar oder würde unverhältnismäßige Kosten verursachen oder eine andere Datenquelle bietet eine gleichwertige oder geringere verbundene Unsicherheit. Erforderlichenfalls können weitere Datenquellen in Betracht gezogen werden. Für die Auswahl der bestätigenden Datenquellen vergleicht der Anlagenbetreiber alle für denselben Datensatz verfügbaren Datenquellen unter Verwendung der in den Abschnitten 4.4 bis 4.6 genannten allgemeinen Datenquellen und zieht eine andere als die genaueste verfügbare Datenquelle heran. Zur Auswahl von Datenquellen mit dem Ziel, alle gemäß Anhang IV benötigten Daten zu bestimmen, geht der Anlagenbetreiber für die folgenden wichtigsten Arten von Datensätze wie folgt vor:

a)

Für die Bestimmung der Mengen von Produkten, Brennstoffen und anderen Materialien berücksichtigt der Anlagenbetreiber die in Abschnitt 4.4 genannten allgemeinen Datenquellen und deren Hierarchie;

b)

für die Bestimmung der Mengen von Energieströmen (messbare und nicht messbare Wärme, Strom) berücksichtigt der Anlagenbetreiber die in Abschnitt 4.5 genannten allgemeinen Datenquellen und deren Hierarchie;

c)

für die Bestimmung der Eigenschaften von Produkten, Brennstoffen und anderen Materialien berücksichtigt der Anlagenbetreiber die in Abschnitt 4.6 genannten allgemeinen Datenquellen und deren Hierarchie.

Zur Verbesserung des Plans zur Überwachungsmethodik prüft der Anlagenbetreiber regelmäßig und mindestens einmal jährlich, ob neue Datenquellen zur Verfügung stehen. Werden solche neuen Datenquellen nach der in den Abschnitten 4.4 bis 4.6 beschriebenen Rangfolge als genauer eingestuft, so werden sie angewandt und der Plan zur Überwachungsmethodik wird im Einklang mit Artikel 9 geändert.

4.4.

Auswahl von Datenquellen für die Quantifizierung von Materialien und Brennstoffen

Die folgenden allgemeinen Datenquellen werden herangezogen, um die genauesten verfügbaren Datenquellen zur Quantifizierung der Mengen (ausgedrückt in Tonnen oder Nm³) von Materialien, Brennstoffen, Restgasen oder Produkten, die in die Anlage oder einen Anlagenteil eingehen oder sie/ihn verlassen, auszuwählen:

a)

Methoden im Einklang mit dem im Rahmen der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 genehmigten Monitoringkonzept;

b)

Messwerte von Messgeräten, die der nationalen gesetzlichen messtechnischen Kontrolle unterliegen, oder von Messgeräten, die die Anforderungen der Richtlinie 2014/31/EU des Europäischen Parlaments und des Rates⁽²⁾ oder der Richtlinie 2014/32/EU des Europäischen Parlaments und des Rates⁽³⁾ erfüllen, um einen Datensatz direkt zu bestimmen;

c)

Messwerte der Messgeräte, die der Kontrolle des Anlagenbetreibers unterliegen, um einen nicht unter Buchstabe b fallenden Datensatz direkt zu bestimmen;

d)

Messwerte von Messgeräten, die nicht der Kontrolle des Anlagenbetreibers unterliegen, um einen nicht unter Buchstabe b fallenden Datensatz direkt zu bestimmen;

e)

Messwerte von Messgeräten, um einen Datensatz indirekt zu bestimmen, sofern im Einklang mit Abschnitt 3.4 eine angemessene Korrelation zwischen den Messungen und dem fraglichen Datensatz nachweislich besteht:

f)

andere Methoden, insbesondere für historische Daten oder wenn der Anlagenbetreiber keine andere Datenquelle als verfügbar ermitteln kann.

Für die Auswahl von Datenquellen für die Zwecke von Artikel 7 Absatz 1 werden lediglich die in Absatz 1 Buchstaben a und b aufgeführten Datenquellen als zu den genauesten Datenquellen gehörend erachtet, während die in Absatz 1 Buchstabe a genannte Datenquelle in dem Maße herangezogen wird, in dem sie den betreffenden Datensatz abdeckt. Die in Absatz 1 Buchstaben c bis f genannten Datenquellen werden in der absteigenden hierarchischen Rangfolge von Buchstabe c bis Buchstabe f als weniger genau eingestuft.

4.5.

Auswahl von Datenquellen für die Quantifizierung von Energieströmen

Die folgenden allgemeinen Datenquellen werden herangezogen, um die genauesten verfügbaren Datenquellen für die Quantifizierung der Mengen (ausgedrückt in TJ oder GWh) von messbarer Wärme oder Strom, die/der in die Anlage oder einen Anlagenteil eingeht oder sie/ihn verlässt, auszuwählen:

a)

Messwerte von Messgeräten, die der nationalen gesetzlichen messtechnischen Kontrolle unterliegen, oder von Messgeräten, die die Anforderungen der Richtlinie 2014/31/EU oder 2014/32/EU erfüllen, um einen Datensatz direkt zu bestimmen;

b)

Messwerte der Messgeräte, die der Kontrolle des Anlagenbetreibers unterliegen, um einen nicht unter Buchstabe a fallenden Datensatz direkt zu bestimmen;

c)

Messwerte der Messgeräte, die nicht der Kontrolle des Anlagenbetreibers unterliegen, um einen nicht unter Buchstabe a fallenden Datensatz direkt zu bestimmen;

d)

Messwerte von Messgeräten, um einen Datensatz indirekt zu bestimmen, sofern im Einklang mit Abschnitt 3.4 eine angemessene Korrelation zwischen den Messungen und dem fraglichen Datensatz nachweislich besteht:

e)

Berechnung eines Proxywerts für die Bestimmung der Nettomengen messbarer Wärme im Einklang mit der Methode 3 des Abschnitts 7.2;

f)

andere Methoden, insbesondere für historische Daten oder wenn der Anlagenbetreiber keine andere Datenquelle als verfügbar ermitteln kann.

Für die Auswahl von Datenquellen für die Zwecke von Artikel 7 Absatz 1 wird lediglich die in Absatz 1 Buchstabe a aufgeführte Datenquelle als zu den genauesten Datenquellen gehörend erachtet. Die in Absatz 1 Buchstaben b bis f genannten Datenquellen werden in der absteigenden hierarchischen Rangfolge von Buchstabe b bis Buchstabe f als weniger genau eingestuft. Liegen für einige Parameter (wie Temperatur und Menge des rückgeführten Kondensats), die für die Bestimmung der Nettoströme messbarer Wärme erforderlich sind, keine Informationen vor, sind die Bestimmungen des Abschnitts 7 anwendbar. Im Einklang mit Abschnitt 7 müssen mehrere Parameter bestimmt werden, um zu den jährlichen Nettomengen messbarer Wärme zu gelangen. Deswegen sollte das Gesamtergebnis für die jährliche Nettowärmemenge im Hinblick auf die Auswahl der in Absatz 1 Buchstaben b bis f genannten Methoden als Zweck der vereinfachten Unsicherheitsbewertung gemäß Artikel 7 Absatz 2 Buchstabe c betrachtet werden, wenn von der Auswahl der Datenquellen, die als zu den genauesten Datenquellen gehörend erachtet werden, abgewichen wird.

4.6.

Auswahl von Datenquellen für die Eigenschaften von Materialien

Für die Auswahl der genauesten verfügbaren Datenquellen für die Bestimmung von Eigenschaften wie Feuchtigkeit oder Reinheit eines Stoffs, Kohlenstoffgehalt, unterer Heizwert, Biomassegehalt usw. von Produkten, Materialien, Brennstoffen oder Restgasen als Inputs oder Outputs der Anlage oder von Anlagenteilen werden die nachstehenden allgemeinen Datenquellen herangezogen:

a)

Methoden für die Bestimmung von Berechnungsfaktoren im Einklang mit dem im Rahmen der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 genehmigten Monitoringkonzept;

b)

Laboranalysen im Einklang mit Abschnitt 6.1;

c)

vereinfachte Laboranalysen im Einklang mit Abschnitt 6.2;

d)

konstante Werte auf Grundlage einer der folgenden Datenquellen:

—

Standardfaktoren, die die Mitgliedstaaten für ihre dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen vorgelegten nationalen Inventare verwenden;

—

mit der zuständigen Behörde vereinbarte Literaturwerte, einschließlich von der zuständigen Behörde veröffentlichter Standardfaktoren, die mit den Faktoren gemäß Buchstabe b vereinbar, aber für weniger stark aggregierte Brennstoffströme repräsentativ sind;

—

vom Lieferanten eines Brennstoffs oder Materials spezifizierte und garantierte Werte, sofern der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass der Kohlenstoffgehalt ein 95 %-iges Konfidenzintervall von höchstens 1 % aufweist;

e)

konstante Werte auf Grundlage einer der folgenden Datenquellen:

—

die in Anhang VI der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 oder im Leitfaden des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen (IPCC) aufgeführten Standardfaktoren und stöchiometrischen Faktoren;

—

Werte, die auf in der Vergangenheit durchgeführten Analysen basieren, sofern der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass diese Werte auch für künftige Chargen desselben Brennstoffs oder Materials repräsentativ sind;

—

sonstige auf wissenschaftlichen Erkenntnissen beruhende Werte.

Für die Auswahl von Datenquellen für die Zwecke von Artikel 7 Absatz 1 werden lediglich die in Absatz 1 Buchstaben a und b aufgeführten Datenquellen als zu den genauesten Datenquellen gehörend erachtet, während die in Buchstabe a genannte Datenquelle in dem Maße herangezogen wird, in dem sie den betreffenden Datensatz abdeckt. Die in Absatz 1 Buchstaben c bis e genannten Datenquellen werden in der absteigenden hierarchischen Rangfolge von Buchstabe c bis Buchstabe e als weniger genau eingestuft.

5.

METHODEN FÜR DIE BESTIMMUNG DER JAHRESMENGEN VON MATERIALIEN UND BRENNSTOFFEN

Muss der Anlagenbetreiber die Jahresmengen von Brennstoffen oder Materialien, einschließlich Produkten mit Bezug auf Anlagenteile mit Produkt-Benchmark, bestimmen, so bestimmt er solche Mengen auf Anlagenebene bzw. erforderlichenfalls für jeden relevanten Anlagenteil auf einem der nachstehend genannten Wege:

a)

durch kontinuierliche Messung beim Prozess, wenn das Material verbraucht oder erzeugt wird;

b)

durch Aggregierung von gesondert vorgenommenen Messungen von gelieferten oder erzeugten Mengen unter Berücksichtigung relevanter Bestandsveränderungen.

Für die Zwecke von Absatz 1 Buchstabe b wird die Brennstoff- oder Materialmenge, die im Kalenderjahr in der Anlage oder im Anlagenteil verbraucht wird, berechnet als die im Kalenderjahr importierte Brennstoff- oder Materialmenge abzüglich der exportierten Brennstoff- oder Materialmenge, zuzüglich der auf Lager befindlichen Brennstoff- oder Materialmengen zu Beginn des Kalenderjahrs und abzüglich der auf Lager befindlichen Brennstoff- oder Materialmengen am Ende des Kalenderjahrs. Für die Zwecke von Absatz 1 Buchstabe b wird die Produkt- oder Materialmenge, die im Kalenderjahr exportiert wurde, berechnet als die im Berichtszeitraum exportierte Produkt- oder Materialmenge abzüglich der beim Prozess importierten oder recycelten Produkt- oder Materialmenge, abzüglich der auf Lager befindlichen Produkt- oder Materialmengen zu Beginn des Kalenderjahrs und zuzüglich der auf Lager befindlichen Produkt- oder Materialmengen am Ende des Kalenderjahrs. Sollte die Bestimmung der auf Lager befindlichen Mengen durch direkte Messung technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßige Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber diese Mengen wie folgt schätzen:

a)

anhand von Vorjahresdaten in Korrelation mit geeigneten Aktivitätsraten für den Berichtszeitraum;

b)

anhand von dokumentierten Methoden und den entsprechenden Daten in geprüften Finanzberichten für den Berichtszeitraum.

Sollte die Bestimmung der Mengen von Produkten, Materialien oder Brennstoffen für das gesamte Kalenderjahr technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßige Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber den nächstgeeigneten Tag wählen, um ein Berichtsjahr vom folgenden abzugrenzen, und eine entsprechende Abstimmung für das erforderliche Kalenderjahr vornehmen. Die Abweichungen für ein oder mehrere Produkte, Materialien oder Brennstoffe werden genau festgehalten, bilden die Grundlage für einen für das Kalenderjahr repräsentativen Wert und sind auch im Folgejahr konsequent heranzuziehen.

6.

ANFORDERUNGEN AN LABORANALYSEN UND DIE DAMIT VERBUNDENE PROBENAHME

6.1.

Anforderungen an Laboranalysen

Muss der Anlagenbetreiber Laboranalysen für die Bestimmung von Eigenschaften (einschließlich Feuchtigkeit, Reinheit, Konzentration, Kohlenstoffgehalt, Biomassefraktion, unterer Heizwert, Dichte) von Produkten, Materialien, Brennstoffen oder Restgasen oder für den Nachweis von Korrelationen zwischen Parametern zur indirekten Bestimmung benötigter Daten durchführen, so sind die Analysen im Einklang mit den Artikeln 32 bis 35 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 anhand eines genehmigten Probenahmeplans durchzuführen, um zu gewährleisten, dass die Proben repräsentativ für die Charge sind, zu der sie gehören. Ist in Anhang VII der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 keine geeignete Mindesthäufigkeit von Analysen für ein bestimmtes Produkt oder Material oder einen bestimmten Brennstoff vorgesehen, so schlägt der Anlagenbetreiber auf der Grundlage der Heterogenität des Produkts, Materials oder Brennstoffs der zuständigen Behörden eine angemessen Analysehäufigkeit zur Genehmigung vor.

6.2.

Vereinfachte Anforderungen an bestimmte Laboranalysen

Weist der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nach, dass Analysen gemäß Abschnitt 6.1 technisch nicht machbar sind oder unverhältnismäßige Kosten verursachen würden, führt er die erforderlichen Analysen auf Grundlage der Best-Practice-Leitlinien der Industrie durch oder zieht festgelegte Proxywerte in Verbindung mit einer empirischen Korrelation zu einem einfacher zugänglichen Parameter heran, die im Einklang mit Abschnitt 6.1 mindestens einmal jährlich festgelegt werden.

7.

REGELN FÜR DIE BESTIMMUNG DER NETTOMENGE MESSBARER WÄRME

7.1.

Grundsätze

Die angegebenen Mengen messbarer Wärme beziehen sich immer auf die Nettomenge messbarer Wärme, bestimmt als der Wärmegehalt (Enthalpie) des an den wärmeverbrauchenden Prozess oder den externen Nutzer transportierten Wärmestroms, abzüglich des Wärmegehalts des Rückstroms. Wärmeverbrauchende Prozesse, die für die Wärmeerzeugung und -verteilung erforderlich sind wie Entgasung, Aufbereitung von Zusatzwasser und regelmäßiges Abblasen, werden beim Wirkungsgrad des Wärmesystems berücksichtigt und können daher nicht als zuteilungsfähige wärmeverbrauchende Prozesse betrachtet werden. Wird derselbe Wärmeträger durch mehrere aufeinanderfolgende Prozesse genutzt und wird seine Wärme ausgehend von unterschiedenen Temperaturstufen verbraucht, so wird die Menge Wärme, die von jedem wärmeverbrauchenden Prozess verbraucht wurde, gesondert bestimmt, es sei denn, die Prozesse fallen unter denselben Anlagenteil. Die Wiedererwärmung des Wärmeträgers zwischen aufeinanderfolgenden wärmeverbrauchenden Prozessen sollte als zusätzliche Wärmeerzeugung behandelt werden. Wird Wärme über einen Absorptions-Kühlprozess zur Kühlung verwendet, so wird dieser Kühlprozess als wärmeverbrauchender Prozess betrachtet.

7.2.

Methodiken für die Bestimmung von Nettomengen messbarer Wärme

Für die Auswahl von Datenquellen für die Quantifizierung von Energieströmen im Einklang mit Abschnitt 4.5 werden die folgenden Methodiken für die Bestimmung von Nettomengen messbarer Wärme betrachtet:

Methode 1: Mithilfe von Messungen

Bei dieser Methode misst der Anlagenbetreiber alle relevanten Parameter, insbesondere Temperatur, Druck, Zustand des transportierten sowie des zurückgeleiteten Wärmeträgers. Der Zustand des Mediums im Falle von Dampf bezieht sich auf seine Sättigung oder den Grad der Überhitzung. Der Anlagenbetreiber misst darüber hinaus den (Volumen-)Durchsatz des Wärmeträgers. Auf der Grundlage der Messwerte bestimmt der Anlagenbetreiber die Enthalpie und das spezifische Volumen des Wärmeträgers anhand geeigneter Dampftabellen oder Ingenieursoftware. Der Massendurchsatz des Wärmeträgers wird wie folgt berechnet:

(Gleichung 3)

Dabei ist ṁ der Massendurchsatz in kg/s, V der Volumendurchsatz in m³/s und υ das spezifische Volumen in m³/kg. Da für den transportierten und den zurückgeleiteten Wärmeträger derselbe Massendurchsatz angenommen wird, wird der Wärmedurchsatz anhand der Differenz der Enthalpie zwischen dem transportierten und dem zurückgeleiteten Strom wie folgt berechnet:

=(hflow – hreturn) · ṁ

(Gleichung 4)

Dabei ist Q der Wärmedurchsatz in kJ/s, h_Strom die Enthalpie des transportierten Wärmestroms in kJ/kg, h_zurück die Enthalpie des Rückstroms in kJ/kg und ṁ der Massendurchsatz in kg/s. Wird Dampf oder heißes Wasser als Wärmeträger verwendet und wird das Kondensat nicht rückgeführt oder kann die Enthalpie des rückgeführten Kondensats nicht geschätzt werden, so bestimmt der Anlagenbetreiber h_zurück auf der Grundlage einer Temperatur von 90 °C. Ist bekannt, dass die Massendurchsätze nicht identisch sind, gilt Folgendes:

—

Weist der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nach, dass das Kondensat im Produkt verbleibt (z. B. Verfahren mit direkter Dampfinjektion), so wird die betreffende Menge Kondensatenthalpie nicht abgezogen;

—

ist bekannt, dass der Wärmeträger verloren geht (z. B. durch Leckagen), so wird ein Schätzwert des entsprechenden Massenstroms von dem Massenstrom des transportierten Wärmeträgers abgezogen.

Für die Bestimmung des jährlichen Nettowärmestroms wendet der Anlagenbetreiber — je nach verfügbaren Messgeräten und Datenverarbeitungssystem — eine der folgenden Methoden an:

—

Bestimmung der jährlichen Durchschnittswerte für die Parameter, die die jährliche durchschnittliche Enthalpie des transportierten und zurückgeleiteten Wärmeleiters bestimmen, und Multiplikation mit dem jährlichen Gesamtmassenstrom anhand der Gleichung 4;

—

Bestimmung von Stundenwerten des Wärmestroms und Summierung dieser Werte über die jährliche Gesamtbetriebsdauer des Wärmesystems. Abhängig vom Datenverarbeitungssystem können die Stundenwerte gegebenenfalls durch andere Zeitintervalle ersetzt werden.

Methode 2: Verwendung von Unterlagen

Der Anlagenbetreiber bestimmt die Nettomengen messbarer Wärme auf der Grundlage von Unterlagen im Einklang mit Abschnitt 4.6, sofern die in solchen Unterlagen genannten Wärmemengen auf Messungen oder auf realistischen Schätzmethoden im Einklang mit Abschnitt 3.4 beruhen.

Methode 3: Berechnung eines Proxywerts auf Grundlage des gemessenen Wirkungsgrads

Der Anlagenbetreiber bestimmt die Nettomengen messbarer Wärme auf der Grundlage des Brennstoff-Inputs und des gemessenen Wirkungsgrads der Wärmeerzeugung:

Q = ηΗ · EIN	(Gleichung 5)
EIN = Σ ADi · Hui	(Gleichung 6)

Dabei sind Q die Wärmemenge, ausgedrückt in TJ, η_Η der gemessene Wirkungsgrad der Wärmeerzeugung, E_IN der Energie-Input aus Brennstoffen, AD_i die jährlichen Aktivitätsdaten (d. h. verbrauchte Mengen) von Brennstoffen und Hu_i der untere Heizwert der Brennstoffe i. Der Wert von η_Η wird entweder vom Anlagenbetreiber über einen hinreichend langen Zeitraum gemessen, der die verschiedenen Lastzustände der Anlage hinreichend berücksichtigt, oder der Dokumentation des Herstellers entnommen. Diesbezüglich ist der spezifischen Teillastkurve durch Verwendung des jährlichen Lastfaktors Rechnung zu tragen:

LF = EIN/EMax

(Gleichung 7)

Dabei ist L_F der Lastfaktor, E_IN der mit der Gleichung 6 bestimmte Energie-Input für das Kalenderjahr, und E_Max der maximale Brennstoff-Input, wenn die Wärmeerzeugungseinheit über das gesamte Kalenderjahr bei voller Nennlast betrieben wurde. Der Wirkungsgrad sollte auf einer Situation beruhen, bei der alles Kondensat zurückgeleitet wurde. Für das zurückgeleitete Kondensat sollte eine Temperatur von 90 °C angenommen werden.

Methode 4: Berechnung eines Proxywerts auf Grundlage des Referenzwirkungsgrads.

Diese Methode ist mit der Methode 3 identisch, hier wird jedoch in der Gleichung 5 ein Referenzwirkungsgrad von 70 % (η_Ref,H = 0,7) eingesetzt.

7.3.

Differenzierung von Fernwärme, EU-EHS-Wärme und Nicht-EHS-Wärme

Importiert eine Anlage messbare Wärme, so bestimmt der Anlagenbetreiber die Menge der Wärme, die aus unter das EU-EHS fallenden Anlagen stammt, getrennt von der Wärme, die aus Nicht-EHS-Einrichtungen importiert wird. Verbraucht eine Anlage messbare Wärme, die aus einem Anlagenteil mit der Produkt-Benchmark „Salpetersäure” exportiert wird, so bestimmt der Anlagenbetreiber die Menge der verbrauchten Wärme getrennt von anderer messbarer Wärme. Exportiert eine Anlage messbare Wärme, so bestimmt der Anlagenbetreiber die Wärmemenge, die an unter das EU-EHS fallende Anlagen exportiert wird, getrennt von Wärme, die an Nicht-EHS-Einrichtungen exportiert wird. Außerdem bestimmt der Anlagenbetreiber die als Fernwärme einzustufenden Wärmemengen getrennt.

8.

REGELN FÜR DIE ZUORDNUNG VON BRENNSTOFFEN UND EMISSIONEN DER KRAFT-WÄRME-KOPPELUNG FÜR DIE ZWECKE DER AKTUALISIERUNG VON BENCHMARKWERTEN

Dieser Abschnitt betrifft Situationen, wenn ein Anlagenbetreiber zwecks Aktualisierung von Benchmarkwerten Inputs, Outputs und Emissionen aus KWK-Blöcken Anlagenteilen zuordnen muss. Für die Zwecke dieses Abschnitts wird „Kraft-Wärme-Kopplung” im Sinne der Begriffsbestimmung in Artikel 2 Nummer 30 der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates⁽⁴⁾ verwendet. Die Emissionen eines KWK-Blocks werden bestimmt als

EmKWK = Σ ADi · Hui · EFi + EmAW

(Gleichung 8)

Dabei sind Em_KWK die Jahresemissionen des KWK-Blocks, ausgedrückt in t CO₂, AD_i die jährlichen Aktivitätsdaten (d. h. die verbrauchten Mengen) der im KWK-Block eingesetzten Brennstoffe i, ausgedrückt in Tonnen oder Nm³, Hu_i der untere Heizwert der Brennstoffe i, ausgedrückt als TJ/t oder TJ/Nm³, und EF_i der Emissionsfaktor der Brennstoffe i, ausgedrückt als t CO₂/TJ. Em_AW sind die Prozessemissionen aus der Abgaswäsche, ausgedrückt in t CO₂. Der Energie-Input der KWK-Einheit wird nach der Gleichung 6 berechnet. Die jeweiligen jährlichen durchschnittlichen Wirkungsgrade der Wärmeerzeugung und der Stromerzeugung (oder gegebenenfalls der Erzeugung mechanischer Energie) werden wie folgt berechnet:

ηWärme = Qnet/EIN	(Gleichung 9)
ηel = Eel/EIN	(Gleichung 10)

Dabei ist η_Wärme (dimensionslos) der jährliche durchschnittliche Wirkungsgrad der Wärmeerzeugung, Q_net die jährliche Nettomenge der durch den KWK-Block erzeugten Wärme, ausgedrückt in TJ, bestimmt gemäß Abschnitt 7.2, E_IN der mit der Gleichung 6 bestimmte Energie-Input, ausgedrückt in TJ, η_el (dimensionslos) der jährliche durchschnittliche Wirkungsgrad der Stromerzeugung und E_el die jährliche Nettostromerzeugung des KWK-Blocks, ausgedrückt in TJ. Weist der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nach, dass die Bestimmung der Wirkungsgrade η_Wärme und η_el technisch nicht machbar ist oder unverhältnismäßige Kosten verursachen würde, werden Werte aus der technischen Dokumentation (Auslegungswerte) der Anlage herangezogen. Sind solche Werte nicht verfügbar, sollten die konservativen Standardwerte für η_Wärme = 0,55 und η_el = 0,25 verwendet werden. Die Zuordnungsfaktoren für Wärme und Strom aus KWK werden berechnet als

F KWK,Wärmeη Wärme η ref,Wärmeη Wärme η ref,Wärme η el η ref,el	(Gleichung 11)
F CHP,Elη el η ref,elη Wärme η ref,Wärme η el η ref,el	(Gleichung 12)

Dabei ist F_KWK,Wärme der Zuordnungsfaktor für Wärme und F_KWK,El der Zuordnungsfaktor für Strom (oder gegebenenfalls für mechanische Energie), beide dimensionslos, η_Ref,Wärme der Referenzwirkungsgrad für die Wärmeerzeugung in einem Einzelkessel und η_Ref,el der Referenzwirkungsgrad der Stromerzeugung ohne Kraft-Wärme-Kopplung. Für die Referenzwirkungsgrade zieht der Anlagenbetreiber die geeigneten brennstoffspezifischen Werte der Delegierten Verordnung (EU) 2015/2402 der Kommission⁽⁵⁾ heran, ohne die Korrekturfaktoren für vermiedene Netzverluste gemäß Anhang IV der Verordnung anzuwenden. Um die Energie-Inputs oder Emissionen des KWK-Blocks der Wärme- oder der Stromerzeugung (oder gegebenenfalls der Erzeugung von mechanischer Energie) zuzuordnen, multipliziert der Anlagenbetreiber den Energie-Gesamtinput oder die Gesamtemissionen mit dem jeweiligen Zuordnungsfaktor für Wärme oder Strom. Der spezifische Emissionsfaktor für die KWK-bezogene messbare Wärme, mit dem die wärmebezogenen Emissionen Anlagenteilen gemäß Abschnitt 10.1.2 zuzuordnen ist, wird wie folgt berechnet:

EF(KWK,Wärme) = EmKWK · F(KWK,Wärme)/Qnet

(Gleichung 13)

Dabei ist EF_KWK,Wärme der Emissionsfaktor für die Erzeugung messbarer Wärme im KWK-Block, ausgedrückt als t CO₂/TJ.

9.

VERFAHREN ZUR VERFOLGUNG DER PRODCOM-CODES UND KN-CODES VON PRODUKTEN UND WAREN

Für die Zwecke der richtigen Zuordnung von Daten zu Anlagenteilen führt der Anlagenbetreiber eine Liste aller in der Anlage hergestellten Produkte und Waren mit den jeweils anwendbaren PRODCOM-Codes, auf der Grundlage von NACE Rev. 2, und KN-Codes. Anhand dieser Liste führt der Anlagenbetreiber Folgendes durch:

—

Er ordnet Produkte und ihre Jahresproduktionszahlen den Anlagenteilen mit Produkt-Benchmark im Einklang mit den Begriffsbestimmungen der Produkte in Anhang I zu (soweit zutreffend);

—

er berücksichtigt diese Angaben, um im Einklang mit Artikel 10 Inputs, Outputs und Emissionen getrennt den Anlagenteilen, für die ein Verlagerungsrisiko besteht, und denjenigen, für die das nicht der Fall ist, zuzuordnen.

—

er berücksichtigt diese Angaben, um Inputs, Outputs und Emissionen getrennt den Anlagenteilen, die mit der Herstellung von in Anhang I der Verordnung (EU) 2023/956 aufgeführten Waren in Verbindung stehen, zuzuordnen.

Zu diesem Zweck wird von dem Anlagenbetreiber ein Verfahren eingerichtet, dokumentiert, angewandt und aufrechterhalten, nach dem regelmäßig kontrolliert wird, ob die in der Anlage hergestellten Produkte und Waren den PRODCOM-Codes und den KN-Codes entsprechen, die bei Erstellung des Plans zur Überwachungsmethodik verwendet werden. Dieses Verfahren umfasst darüber hinaus Bestimmungen für die Identifizierung eines erstmals in der Anlage hergestellten neuen Produkts und für die Sicherstellung, dass der Anlagenbetreiber den für das neue Produkt anwendbaren PRODCOM-Code bestimmt, dieses in die Produktliste aufnimmt und dem betreffenden Anlagenteil die entsprechenden Inputs, Outputs und Emissionen zuordnet.

10.

REGELN FÜR DIE BESTIMMUNG VON EMISSIONEN AUF ANLAGENTEILEBENE FÜR DIE ZWECKE DER AKTUALISIERUNG VON BENCHMARKWERTEN

10.1.

Emissionen auf Anlagenteilebene

Für die Zwecke von Artikel 10 ordnet der Anlagenbetreiber die Gesamtemissionen der Anlage, soweit zutreffend, unter Anwendung der Bestimmungen des Abschnitts 3.2 und der Abschnitte 10.1.1 bis 10.1.5 Anlagenteilen zu.

10.1.1.

Direkte Zuordnung von Stoffströmen oder Emissionsquellen

1.

Emissionen aus Stoffströmen oder Emissionsquellen, die nur einen Anlagenteil bedienen, werden diesem Anlagenteil vollständig zugeordnet. Verwendet der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz, so werden Stoffströme, die den Anlagenteil verlassen, gemäß Artikel 25 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 abgezogen. Zur Vermeidung der Doppelanrechnung werden Stoffströme, die in Restgase umgesetzt werden, ausgenommen Restgase, die im selben Anlagenteil mit Produkt-Benchmark erzeugt und vollständig verbraucht werden, nicht nach diesem Ansatz zugeordnet.

2.

Nur wenn Stoffströme oder Emissionsquellen mehr als einen Anlagenteil bedienen, sind die folgenden Ansätze für die Zuordnung von Emissionen anwendbar:

—

Emissionen aus Stoffströmen oder Emissionsquellen, die zur Erzeugung von messbarer Wärme dienen, werden den Anlagenteilen gemäß Abschnitt 10.1.2 zugeordnet;

—

werden Restgase nicht innerhalb des Anlagenteils mit Produkt-Benchmark verbraucht, in dem sie erzeugt werden, so werden die Emissionen aus Restgasen gemäß Abschnitt 10.1.5 zugeordnet;

—

werden die Mengen der Anlagenteilen zuzuordnenden Stoffströme durch Messung vor ihrer Verwendung in dem Anlagenteil bestimmt, so wendet der Anlagenbetreiber die geeignete Methodik gemäß Abschnitt 3.2 an;

—

können Emissionen aus Stoffströmen oder Emissionsquellen nicht nach anderen Ansätzen zugeordnet werden, so werden sie mithilfe von korrelierten Parametern zugeordnet, die den Anlagenteilen bereits gemäß Abschnitt 3.2 zugeordnet sind. Zu diesem Zweck ordnet der Anlagenbetreiber die Stoffstrommengen und ihre jeweiligen Emissionen proportional zu dem Verhältnis zu, in dem diese Parameter den Anlagenteilen zugeordnet sind. Zu den geeigneten Parametern gehören die Masse der erzeugten Produkte, die Masse oder das Volumen des verbrauchten Brennstoffs oder Materials, die erzeugte Menge nicht messbarer Wärme, Betriebsstunden oder bekannte Wirkungsgrade von Geräten.

10.1.2.

Messbarer Wärme zuzuordnende Emissionen

Verbraucht der Anlagenteil messbare Wärme, die innerhalb der Anlage erzeugt wurde, so bestimmt der Anlagenbetreiber gegebenenfalls die wärmbezogenen Emissionen nach einer der folgenden Methoden.

1.

Für durch die Verfeuerung von Brennstoffen innerhalb der Anlage erzeugte messbare Wärme, ausgenommen durch Kraft-Wärme-Kopplung erzeugte Wärme, bestimmt der Anlagenbetreiber den Emissionsfaktor des betreffenden Brennstoffmixes und berechnet die den Anlagenteilen zuzuordnenden Emissionen wie folgt:

EmQ,Anl-teil = EFmix · Qverbraucht,Anl-teil/η

(Gleichung 14)

Dabei sind Em_Q,Anl-teil die wärmebezogenen Emissionen der Anlagenteile, ausgedrückt in t CO₂, EF_mix der Emissionsfaktor des jeweiligen Brennstoffmixes, ausgedrückt als t CO₂/TJ, soweit zutreffend einschließlich der Emissionen aus der Abgaswäsche, Q_{verbraucht,Anl-teil} die in dem Anlagenteil verbrauchte Menge messbarer Wärme, ausgedrückt in TJ, und η der Wirkungsgrad des Prozesses der Wärmeerzeugung.

EF_mix wird wie folgt berechnet:

EFmix = (Σ ADi · Hui · EFi + EmAW) / (Σ ADi · Hui)

(Gleichung 15)

Dabei sind AD_i die jährlichen Aktivitätsdaten (d. h. die verbrauchten Mengen) der für die Erzeugung messbarer Wärme verwendeten Brennstoffe i, ausgedrückt in Tonnen oder Nm³, Hu_i der untere Heizwert der Brennstoffe i, ausgedrückt als TJ/t oder TJ/Nm³, und EF_i der Emissionsfaktor der Brennstoffe i, ausgedrückt als t CO₂/TJ. Em_AW sind die Prozessemissionen aus der Abgaswäsche, ausgedrückt in t CO₂.

Ist ein Restgas Teil des verwendeten Brennstoffmixes, so wird der Emissionsfaktor dieses Restgases vor Berechnung von EF_mix gemäß Abschnitt 10.1.5 Buchstabe b angepasst.

2.

Für die erzeugte messbare Wärme aus KWK-Blocks, in denen innerhalb der Anlage Brennstoffe verfeuert werden, bestimmt der Anlagenbetreiber den Emissionsfaktor des jeweiligen Brennstoffmixes und berechnet die dem Anlagenteil zuzuordnenden Emissionen wie folgt

EmQ,KWK,Anl-teil = EFKWK,Wärme · Qverbr,KWK,Anl-teil

(Gleichung 16)

Dabei sind Em_{Q,KWK,Anl.-Teil} die KWK-wärmebezogenen Emissionen des Anlagenteils, ausgedrückt in t CO₂, EF_KWK,Wärme der gemäß Abschnitt 8 bestimmte Emissionsfaktor des Wärmeanteils des KWK-Blocks, ausgedrückt als t CO₂/TJ, gegebenenfalls einschließlich der Emissionen aus der Abgaswäsche, und Q_{verbr,KWK,Anl-Teil} die Menge der messbaren Wärme, die durch Kraft-Wärme-Kopplung innerhalb der Anlage erzeugt und in dem Anlagenteil verbraucht wird, ausgedrückt in TJ.

Ist ein Restgas Teil des im KWK-Block verwendeten Brennstoffmixes, so wird der Emissionsfaktor dieses Restgases vor Berechnung von EF_KWK,Wärme gemäß Abschnitt 10.1.5 Buchstabe b angepasst.

3.

Wird messbare Wärme aus Prozessen zurückgewonnen, die durch einen Anlagenteil mit Produkt-Benchmark, einen Anlagenteil mit Brennstoff-Benchmark oder einen Anlagenteil mit Prozessemissionen abgedeckt sind, so meldet der Anlagenbetreiber im Bezugsdatenbericht gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe a diese Wärmemengen als zwischen den betreffenden Anlagenteilen weitergeleitet.

4.

Wird messbare Wärme aus anderen unter das EU-EHS-fallenden Anlagen oder aus nicht unter das EU-EHS fallenden Anlagen oder Einrichtungen importiert, so wird der Emissionsfaktor für die Erzeugung dieser Wärme gegebenenfalls gemeldet.

5.

Der Anlagenbetreiber ordnet aus Strom erzeugter messbarer Wärme null Emissionen zu, meldet jedoch die entsprechenden Mengen messbarer Wärme im Bezugsdatenbericht gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe a.

10.1.3.

Zuordnung von Emissionen im Zusammenhang mit Wärmeverlusten

Werden Verluste messbarer Wärme gesondert von den in Anlagenteilen verwendeten Mengen bestimmt, um dem Kriterium gemäß Artikel 10 Absatz 5 Buchstabe c zu genügen, so addiert der Anlagenbetreiber zu den Emissionen aller Anlagenteile, in denen in der Anlage erzeugte messbare Wärme verbraucht wird, Emissionen, die der proportionalen Menge von Wärmeverlusten entsprechen, und wendet dabei die gemäß Abschnitt 10.1.2 bestimmten Emissionsfaktoren an.

10.1.4.

Zuordnung von Emissionen im Zusammenhang mit nicht messbarer Wärme

Für die Zuordnung von Emissionen im Zusammenhang mit der Nutzung nicht messbarer Wärme, die nicht in einen Anlagenteil mit Produkt-Benchmark einbezogen ist, ordnet der Anlagenbetreiber die relevanten Stoffströme oder Emissionsquellen Anlagenteilen gemäß Abschnitt 10.1.1 mithilfe der maßgeblichen Emissionsfaktoren zu. Der Anlagenbetreiber ordnet der Nutzung von nicht messbarer Wärme lediglich Brennstoffe und Stoffströme zu, die mit Prozessemissionen aus der Abgaswäsche im Zusammenhang stehen. Ist ein Restgas Teil des verwendeten Brennstoffmixes, so wird der Emissionsfaktor dieses Restgases vor Zuordnung seiner Emissionen an die Nutzung von nicht messbarer Wärme gemäß Abschnitt 10.1.5 Buchstabe b angepasst.

10.1.5.

Zuordnung von Emissionen aus der Erzeugung und Nutzung von Restgasen

Die Emissionen aus Restgasen werden wie folgt in zwei Teile untergliedert, es sei denn, sie werden im selben Anlagenteil mit Produkt-Benchmark verbraucht, in dem sie erzeugt werden:

a)

Eine der Erzeugung von Restgas zugewiesene Emissionsmenge wird dem Anlagenteil mit Produkt-Benchmark zugeordnet, in dem das Restgas erzeugt wird.

Diese Menge wird wie folgt berechnet:

EmAG = VAG · HuAG · (EFAG – EFEG · Korrn)

(Gleichung 17)

Dabei ist Em_AG die der Erzeugung von Restgasen zugeordnete Emissionsmenge, V_AG das Restgasvolumen, ausgedrückt in Nm³ oder Tonnen, Hu_AG der untere Heizwert des Restgases, ausgedrückt als TJ/Nm³ oder TJ/t, EF_AG der Emissionsfaktor des Restgases, ausgedrückt als t CO₂/TJ, EF_EG der Emissionsfaktor von Erdgas (56,1 t CO₂/TJ) und Korr_η ein Faktor, mit dem die Wirkungsgrad-Unterschiede zwischen der Verwendung von Restgas und der Verwendung des Referenzbrennstoffs Erdgas berücksichtigt werden. Der Standardwert dieses Faktors ist 0,667.

b)

Eine dem Verbrauch von Restgas zugewiesene Emissionsmenge wird dem Anlagenteil mit Produkt-Benchmark, dem Anlagenteil mit Wärme-Benchmark, dem Fernwärmeanlagenteil bzw. dem Anlagenteil mit Brennstoff-Benchmark zugeordnet, in dem das Restgas verbraucht wird. Diese Menge wird bestimmt, indem die Menge und der Heizwert des Restgases mit dem Wert der vorläufigen Wärme- oder der Brennstoff-Benchmark multipliziert wird, je nachdem, was zutrifft; dieser Wert wird anhand des entsprechenden jährlichen Kürzungsfaktors ab den Jahren 2007 und 2008 bis zu den beiden Jahren, die als Grundlage für die Benchmarkwerte in Artikel 10a Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG festgelegt sind, bestimmt.

10.1.6.

Zuordnung von Emissionen aus der Herstellung chemischer Wertprodukte zur Benchmark „Steamcracken”

Im Einklang mit den Vorschriften für die Zuteilung gemäß Artikel 19 sind 1,78 Tonnen CO₂ je Tonne Wasserstoff, multipliziert mit der in Tonnen Wasserstoff angegebenen historischen Produktion von Wasserstoff aus zusätzlichen Einsatzstoffen, 0,24 Tonnen CO₂ je Tonne Ethen, multipliziert mit der in Tonnen Ethen angegebenen historischen Produktion von Ethen aus zusätzlichen Einsatzstoffen, und 0,16 Tonnen CO₂ je Tonne CWP, multipliziert mit der in Tonnen CWP angegebenen historischen Produktion anderer chemischer Wertprodukte als Wasserstoff und Ethen aus zusätzlichen Einsatzstoffen, von den zugeordneten Emissionen abzuziehen.

10.1.7.

Zuordnung von wasserstoffbezogenen Emissionen zur Benchmark „Vinylchlorid”

Im Einklang mit den Vorschriften für die Zuteilung gemäß Artikel 20 wird zu den zugeordneten Emissionen die Menge des verbrannten Wasserstoffs, ausgedrückt in Terajoule, multipliziert mit dem Wert der vorläufigen Wärme-Benchmark, bestimmt anhand der relevanten zwei Jahre, die als Grundlage für die Benchmark-Werte in Artikel 10a Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG festgelegt sind, hinzugerechnet.

10.1.8.

Zuordnung von Emissionen zur Benchmark „Wasserstoff”

Enthält das Endproduktgas Kohlenmonoxid (CO), so gilt das stöchiometrische Äquivalent der CO-Menge im Produktgas als in CO₂ umgewandelt und wird zu den zugeordneten Emissionen hinzugerechnet. Unter der Annahme einer Wassergas-Shift-Reaktion wird von den zugeordneten Emissionen ein Gegenwert der rückgewinnbaren Wärme für die exotherme Reaktion von 1,47 GJ/t CO, multipliziert mit dem Wert der vorläufigen Wärme-Benchmark, bestimmt anhand des entsprechenden jährlichen Kürzungsfaktors ab den Jahren 2007 und 2008 bis zu den beiden Jahren, die als Grundlage für die Benchmark-Werte in Artikel 10a Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG festgelegt sind, und ausgehend von einem Wirkungsgrad von 99,5 % abgezogen. Dementsprechend wird bei der Berechnung der Treibhausgasintensität des Anlagenteils das stöchiometrische Äquivalent des Wasserstoffs, der durch eine Wassergas-Shift-Reaktion aus derselben CO-Menge erzeugt würde, dem Nenner hinzugerechnet.

10.2.

Anlagenteilen zugeordnete Emissionen

Der Betreiber bestimmt die zugeordneten Emissionen jedes Anlagenteils als die Summe

a)

der gegebenenfalls gemäß Abschnitt 10.1.1 bestimmten Emissionen im Zusammenhang mit für den Anlagenteil relevanten Stoffströmen;

b)

der gegebenenfalls gemäß den Abschnitten 10.1.2 und 10.1.3 bestimmten Emissionen, die dem Verbrauch von messbarer Wärme in dem Anlagenteil zuzuordnen sind;

c)

der gegebenenfalls gemäß Abschnitt 10.1.4 bestimmten Emissionen, die dem Verbrauch von nicht messbarer Wärme in dem Anlagenteil zuzuordnen sind;

d)

der gegebenenfalls gemäß Abschnitt 10.1.5 bestimmten Emissionen, die der Erzeugung oder dem Verbrauch von Restgasen in dem Anlagenteil zuzuordnen sind;

e)

der gegebenenfalls gemäß den Abschnitten 10.1.6, 10.1.7 und 10.1.8 bestimmten Emissionen, die den speziellen Benchmarks zuzuordnen sind.

Bei dieser Berechnung stellt der Anlagenbetreiber sicher, dass Stoffströme weder ausgelassen noch doppelt gezählt werden. Der Anlagenbetreiber bestimmt außerdem die Differenz zwischen den Gesamtemissionen der Anlage und der Summe der zugeordneten Emissionen aller in der Anlage relevanten Anlagenteile. Soweit zutreffend ermittelt der Anlagenbetreiber alle Prozesse, die zu dieser Differenz beitragen, und bestätigt die Plausibilität der Zuordnung durch Schätzung der Emissionen, die mit diesen Prozessen und besonders mit den zur Stromerzeugung und zum Abfackeln (außer Sicherheitsabfackeln) verwendeten Stoffströmen zusammenhängen.