2007D0589 — DE — 01.01.2008 — 000.001

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►B ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION vom 18. Juli 2007 zur Festlegung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (Monitoring-Leitlinien) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2007) 3416) (Text von Bedeutung für den EWR) (2007/589/EG) (ABl. L 229, 31.8.2007, p.1)

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▼B

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 18. Juli 2007

zur Festlegung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (Monitoring-Leitlinien)

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2007) 3416)

(Text von Bedeutung für den EWR)

(2007/589/EG)







DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN — gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft, gestützt auf die Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates ( 1 ), insbesondere auf Artikel 14 Absatz 1, in Erwägung nachstehender Gründe: (1) Eine umfassende, kohärente, transparente und genaue Überwachung von und Berichterstattung über Treibhausgasemissionen im Sinne der in dieser Entscheidung festgelegten Leitlinien sind Voraussetzung für das Funktionieren des mit der Richtlinie 2003/87/EG eingeführten Systems für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten. (2) Während des ersten Anwendungszyklus des genannten Systems, der das Jahr 2005 umfasst, haben Anlagenbetreiber, Prüfstellen und die zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten erste Ergebnisse der Überwachung, Prüfung und Berichterstattung im Sinne der Entscheidung 2004/156/EG der Kommission vom 29. Januar 2004 zur Festlegung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 2 ) zusammengetragen. (3) Im Zuge der Überprüfung der Entscheidung 2004/156/EG wurde klar, dass die in der Entscheidung festgelegten Leitlinien zur Klarstellung und im Interesse einer höheren Kosteneffizienz in mehreren Punkten geändert werden müssen. Angesichts der Vielzahl der Änderungen empfiehlt es sich, die Entscheidung 2004/156/EG zu ersetzen. (4) Ferner empfiehlt es sich, die Anwendung der Leitlinien für Anlagen mit in der vorangegangenen Handelsperiode geprüften berichteten Emissionen von durchschnittlich weniger als 25 000 Tonnen fossilem CO2 pro Jahr zu erleichtern, die Harmonisierung weiter voranzutreiben und technische Fragen zu klären. (5) Soweit relevant, wurde den Leitlinien für die Überwachung von Treibhausgasen der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), der Internationalen Normenorganisation (ISO), der Treibhausgasprotokoll-Initiative des World Business Council on Sustainable Development (WBCSD) und des World Resources Institute (WRI) Rechnung getragen. (6) Die von den Anlagenbetreibern nach Maßgabe dieser Entscheidung übermittelten Daten sollten es erleichtern, einen Bezug herzustellen zwischen Emissionen, die im Rahmen der Richtlinie 2003/87/EG mitgeteilt werden, Emissionen, die dem mit der Verordnung (EG) Nr. 166/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Januar 2006 über die Schaffung eines Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregisters und zur Änderung der Richtlinien 91/689/EWG und 96/61/EG des Rates ( 3 ) eingeführten Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister (EPRTR) gemeldet werden, und Emissionen, die auf Basis der unterschiedlichen Quellenkategorien der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen (IPCC) in Form nationaler Inventare gemeldet werden. (7) Indem die Kosteneffizienz der Überwachungsmethoden insgesamt verbessert wird, ohne dabei die Genauigkeit der berichteten Emissionsdaten und die Gesamtintegrität der Überwachungssysteme in Frage zu stellen, sollten Anlagenbetreiber und zuständige Behörden grundsätzlich in der Lage sein, ihren Verpflichtungen im Rahmen der Richtlinie 2003/87/EG mit wesentlich geringerem Kostenaufwand nachzukommen. Dies gilt vor allem für Anlagen, die reine Biomasse-Brennstoffe verwenden, und für Kleinemittenten. (8) Die Berichterstattungsvorschriften wurden mit der diesbezüglichen Regelung von Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG in Einklang gebracht. (9) Die Vorschriften, die das Monitoringkonzept betreffen, wurden präzisiert und verschärft, um die Bedeutung dieses Konzepts für eine verlässliche Berichterstattung und aussagekräftige Prüfungsergebnisse stärker hervorzuheben. (10) Tabelle 1 in Anhang I enthält Mindestkriterien, die zeitlich unbegrenzt gelten sollten. Die spezifischen Einträge in dieser Tabelle wurden auf der Grundlage der von den Mitgliedstaaten, von Anlagenbetreibern und von Prüfstellen zusammengetragenen Informationen überprüft, auch unter Berücksichtigung der Änderungen an den Regelungen, die sich auf Verbrennungsemissionen aus Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG beziehen und an den tätigkeitsspezifischen Leitlinien vorgenommen wurden; sie dürften somit ein angemessenes Gleichgewicht zwischen Kosteneffizienz und Genauigkeit reflektieren. (11) Es wurde ein Fall-back-Konzept mit Mindestunsicherheitsschwellen eingeführt, um für die Überwachung von Emissionen aus sehr spezifischen oder komplexen Anlagen eine alternative Methode anzubieten, die es gestattet, die betreffenden Anlagen von der Anwendung des Ebenenkonzeptes auszunehmen und eine der Situation angepasste Überwachungsmethode zu konzipieren. (12) Die Regelungen für weitergeleitetes und inhärentes CO2, das in Anlagen, die unter die Richtlinie 2003/87/EG fallen, als reiner Stoff oder als Brennstoff eingesetzt wird oder diese Anlagen als solcher verlässt, wurden präzisiert und verschärft, um sie besser mit den Berichterstattungspflichten der Mitgliedstaaten im Rahmen des Kyoto-Protokolls zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen in Einklang zu bringen. (13) Die Liste der Referenzemissionsfaktoren wurde um Informationen aus den Leitlinien der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen für 2006 („IPCC-Leitlinien“) erweitert und aktualisiert. Sie wurde auf der Grundlage der IPCC-Leitlinien für eine große Brennstoffpalette auch um Referenzwerte für untere Heizwerte ergänzt. (14) Der Abschnitt über Kontrolle und Prüfung wurde überprüft und überarbeitet, um eine bessere begriffliche und sprachliche Übereinstimmung mit den Leitlinien der Europäischen Organisation für Zusammenarbeit im Bereich Akkreditierung (European Cooperation for Accreditation, EA), des Europäischen Komitees für Normung (CEN) und der ISO zu erreichen. (15) In Bezug auf die Bestimmung von Brennstoff- und Materialmerkmalen wurden die Vorschriften für die Verwendung von Ergebnissen aus Prüflaboratorien und Online-Gasanalysatoren auf der Grundlage der Erfahrungen der Mitgliedstaaten mit der Umsetzung dieser Vorschriften während der ersten Handelsperiode präzisiert. Es wurden auch zusätzliche Vorschriften für Probenahmemethoden und -häufigkeiten festgelegt. (16) Um die Kosteneffizienz für Anlagen mit Jahresemissionen von weniger als 25 000 Tonnen fossilem CO2 zu verbessern, wurden für diese Anlagen Ausnahmen von den spezifischen Vorschriften für Anlagen im Allgemeinen vorgesehen. (17) Die Einbeziehung von Oxidationsfaktoren in die Überwachungsmethodik ist bei Verbrennungsprozessen künftig wahlfrei. Für Ruß erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen wurde ein Massenbilanzansatz eingeführt. Die Unsicherheitsanforderungen für die Ermittlung von Emissionen aus Fackeln wurden herabgesetzt, um den besonderen technischen Bedingungen dieser Anlagen Rechnung zu tragen. (18) Aufgrund der im Rahmen der ersten Berichterstattung mitgeteilten Probleme im Zusammenhang mit der erreichbaren Genauigkeit sollte der Massenbilanzansatz nicht Teil der tätigkeitsspezifischen Leitlinien für Mineralölraffinerien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG sein. Die Leitlinien für die Regenerierung katalytischer Cracker und andere katalytische Regenerationsverfahren sowie für Flexicoker-Emissionen wurden überarbeitet, um den spezifischen technischen Merkmalen dieser Anlagen Rechnung zu tragen. (19) Die Vorschriften und Schwellenwerte für die Anwendung des Massenbilanzansatzes wurden für Kokereien, Sinteranlagen sowie Eisen- und Stahlwerke verschärft. Sie wurden ferner um Emissionsfaktoren aus den IPCC-Leitlinien ergänzt. (20) Terminologie und Methodik für Zementklinkeranlagen und Kalkwerke wurden der gängigen Handelspraxis der unter diese Entscheidung fallenden Sektoren angepasst. Die Verwendung von Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren und Umsetzungsfaktoren wurde mit den diesbezüglichen Bestimmungen für andere unter die Richtlinie 2003/87/EG fallende Tätigkeiten in Einklang gebracht. (21) In Anhang IX wurden für Anlagen der Glasindustrie zusätzliche Emissionsfaktoren festgelegt. (22) Die Unsicherheitsanforderungen für Emissionen aus der Kalzinierung von Rohstoffen aus Keramikwerken wurden gelockert, um Situationen Rechnung zu tragen, in denen die Tonerde direkt aus der Tongrube stammt. Die rein output-orientierte Methode sollte aufgrund ihrer begrenzten Anwendbarkeit, wie dies im ersten Berichtszeitraum festgestellt wurde, nicht länger angewandt werden. (23) Es sollten spezifische Leitlinien für die Ermittlung von Treibhausgasemissionen durch kontinuierliche Emissionsmesssysteme festgelegt werden, um in Einklang mit den Artikeln 14 und 24 sowie Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG die konsequente Anwendung von auf Emissionsmessungen beruhenden Überwachungssystemen zu unterstützen. (24) Die Anerkennung von Tätigkeiten im Zusammenhang mit der CO2-Abscheidung und -Speicherung ist in dieser Entscheidung nicht vorgesehen; sie setzt eine Änderung der Richtlinie 2003/87/EG oder die Einbeziehung dieser Tätigkeiten im Sinne von Artikel 24 der Richtlinie voraus. (25) Die in den Anhängen dieser Entscheidung festgelegten Leitlinien enthalten überarbeitete, detaillierte Kriterien für die Überwachung von und Berichterstattung über Treibhausgasemissionen infolge von Tätigkeiten, die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgelistet sind. Die relevanten Treibhausgase wurden den betreffenden Tätigkeiten auf der Grundlage der Grundsätze für die Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang IV der Richtlinie, deren Anwendung für den 1. Januar 2008 vorgesehen ist, zugeordnet. (26) Gemäß Artikel 15 der Richtlinie 2003/87/EG müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die von den Anlagenbetreibern vorgelegten Berichte nach den Kriterien gemäß Anhang V geprüft werden. (27) Die in dieser Entscheidung festgelegten Leitlinien werden innerhalb von zwei Jahren nach dem Tag ihres Anwendungsbeginns erneut überprüft. (28) Die in dieser Entscheidung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des gemäß Artikel 8 der Entscheidung 93/389/EWG ( 4 ) eingesetzten Ausschusses — in Erwägung nachstehender Gründe: HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN:







Artikel 1

▼M1

Die Leitlinien für die Überwachung von und Berichterstattung über Treibhausgasemissionen aus den in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannten Tätigkeiten sowie aus gemäß Artikel 24 Absatz 1 der Richtlinie einbezogenen Tätigkeiten sind in den Anhängen dieser Entscheidung festgelegt.

▼B

Die Leitlinien beruhen auf den in Anhang IV der genannten Richtlinie festgeschriebenen Grundsätzen.

Artikel 2

Die Entscheidung 2004/156/EG wird ab dem Datum gemäß Artikel 3 aufgehoben.

Artikel 3

Diese Entscheidung gilt ab dem 1. Januar 2008.

Artikel 4

Diese Entscheidung ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.









VERZEICHNIS DER ANHÄNGE

Anhang I Allgemeine Leitlinien Anhang II Leitlinien für Emissionen aus der Verbrennung infolge von Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang III Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Mineralölraffinerien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang IV Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Kokereien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang V Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Röst- und Sinteranlagen für Metallerz gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang VI Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von Roheisen und Stahl, einschließlich Stranggussanlagen, gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang VII Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von Zementklinker gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang VIII Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von Kalk gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang IX Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von Glas gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang X Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von keramischen Erzeugnissen gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang XI Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Anlagen zur Herstellung von Zellstoff und Papier gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG Anhang XII Leitlinien für die Ermittlung von Treibhausgasemissionen durch kontinuierliche Emissionsmessung ▼M1 Anhang XIII: Tätigkeitsspezifische Leitlinien für die Bestimmung von Stickoxid-(N2O)-Emissionen aus der Herstellung von Salpetersäure, Adipinsäure, Caprolactam, Glyoxal und Glyoxylsäure ▼B









ANHANG I

ALLGEMEINE LEITLINIEN

INHALTSVERZEICHNIS 1. Einleitung 2. Begriffsbestimmungen 3. Grundsätze der Überwachung und Berichterstattung 4. Überwachung von Treibhausgasemissionen 4.1. Systemgrenzen 4.2. Berechnungs- oder Messmethodik 4.3. Das Monitoringkonzept 5. Methoden zur Berechnung von CO2-Emissionen 5.1. Berechnungsformeln 5.2. Das Ebenenkonzept 5.3. Das Fall-back-Konzept 5.4. Tätigkeitsdaten 5.5. Emissionsfaktoren 5.6. Oxidations- und Umsetzungsfaktoren 5.7. Weitergeleitetes CO2 6. Messmethodik 6.1. Allgemeines 6.2. Ebenen für Messmethoden 6.3. Weitere Verfahren und Anforderungen 7. Unsicherheitsbewertung 7.1. Berechnung 7.2. Messung 8. Berichterstattung 9. Aufbewahrung von Informationen 10. Kontrolle und Prüfung 10.1. Datenerhebung und Datenverwaltung 10.2. Kontrollsystem 10.3. Kontrolltätigkeiten 10.3.1. Verfahren und Zuständigkeiten 10.3.2. Qualitätssicherung 10.3.3. Überprüfung und Validierung von Daten 10.3.4. Ausgelagerte Prozesse 10.3.5. Berichtigungen und Korrekturmaßnahmen 10.3.6. Aufzeichnungen und Dokumentation 10.4. Prüfung 10.4.1. Allgemeine Grundsätze 10.4.2. Prüfmethode 11. Emissionsfaktoren 12. Liste CO2-neutraler Biomasse 13. Bestimmung tätigkeitsspezifischer Daten und Faktoren 13.1. Bestimmung des unteren Heizwertes und der Emissionsfaktoren für Brennstoffe 13.2. Bestimmung tätigkeitsspezifischer Oxidationsfaktoren 13.3. Bestimmung von Prozessemissionsfaktoren, Umsetzungsfaktoren und Zusammensetzungsdaten 13.4. Bestimmung eines Biomasseanteils 13.5. Kriterien für die bestimmung von brennstoff- und materialeigenschaften und für die kontinuierliche emissionsmessung 13.5.1. Inanspruchnahme akkreditierter laboratorien 13.5.2. Inanspruchnahme nicht akkreditierter Laboratorien 13.5.3. Online-Gasanalysatoren und Gaschromatografen 13.6. Probenahmemethoden und Häufigkeit der Analysen 14. Berichtsformat 14.1. Anlagenstammdaten 14.2. Tätigkeiten im Überblick 14.3. Emissionen aus der Verbrennung (Berechnung) 14.4. Prozessemissionen (Berechnung) 14.5. Massenbilanzansatz 14.6. Messansatz 14.7. Berichterstattung über N2O-emissionen aus anlagen für die herstellung von salpetersäure, adipinsäure, caprolactam, glyoxal und glyoxylsäure 15. Kategorien für die Berichterstattung 15.1. IPCC-Berichtsformat 15.2. Quellenkategorien — Codes 16. Anforderungen an Anlagen mit geringen Emissionen

1. EINLEITUNG

In diesem Anhang sind die allgemeinen Leitlinien für die Überwachung von und Berichterstattung über Emissionen von Treibhausgasen (Monitoring-Leitlinien) festgelegt, die für die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannten Tätigkeiten spezifiziert sind. Die Anhänge II-XI enthalten zusätzliche Leitlinien für tätigkeitsspezifische Emissionen.

2. BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

▼M1

Für die Zwecke dieses Anhangs sowie der Anhänge II bis XIII gelten die Begriffsbestimmungen der Richtlinie 2003/87/EG:

▼B

1. Darüber hinaus gelten die folgenden grundlegenden Begriffsbestimmungen: a) „Tätigkeiten“: die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannten Tätigkeiten; b) „zuständige Behörde“: die gemäß Artikel 18 der Richtlinie 2003/87/EG benannte(n) zuständige(n) Stelle(n); c) „Emissionsquelle“: ein einzeln identifizierbarer Teil (Punkt oder Prozess) einer Anlage, aus dem relevante Treibhausgase emittiert werden; d) „Brennstoff-/Materialstrom (Stoffstrom)“: ein spezifischer Brennstoff, ein spezifisches Rohmaterial oder ein spezifisches Produkt, bei dessen Verbrauch oder Erzeugung an einer oder mehreren Emissionsquellen relevante Treibhausgase emittiert werden; e) „Überwachungsmethodik“: die Summe der von einem Anlagenbetreiber verwendeten Ansätze zur Bestimmung der Emissionen einer bestimmten Anlage; f) „Monitoringkonzept“: eine ausführliche, vollständige und transparente Beschreibung der Überwachungsmethode einer bestimmten Anlage, einschließlich Angaben zur Datenerhebung und Datenverwaltung, und des Systems zur Kontrolle –ihrer Richtigkeit; ▼M1 g) „Ebene“: ein bestimmtes Element einer Methode zur Bestimmung von Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Jahresemission, jährlichem Stundenmittelwert der Emissionen sowie Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren; ▼B h) „jährlich“: die einem Kalenderjahr (1. Januar bis 31. Dezember) entsprechende Zeitspanne; i) „Berichtszeitraum“: das Kalenderjahr, in dem Emissionen überwacht und berichtet werden müssen; j) „Handelsperiode“: eine sich über mehrere Jahre erstreckende Phase des Emissionshandelssystems (z. B. 2005-2007 oder 2008-2012), für die der betreffende Mitgliedstaat gemäß Artikel 11 Absätze 1 und 2 der Richtlinie 2003/87/EG einen nationalen Zuteilungsplan aufstellt.

2. Für Emissionen, Brennstoffe und Materialien gelten die folgenden Begriffsbestimmungen: a) „Emissionen aus der Verbrennung“: Treibhausgasemissionen, die bei der exothermen Reaktion eines Brennstoffes mit Sauerstoff entstehen; b) „Prozessemissionen“: Treibhausgasemissionen, bei denen es sich nicht um Emissionen aus der Verbrennung handelt und die infolge einer beabsichtigten bzw. unbeabsichtigten Reaktion zwischen Stoffen oder ihrer Umwandlung entstehen, einschließlich der chemischen oder elektrolytischen Reduktion von Metallerzen, der thermischen Zersetzung von Stoffen und der Erzeugung von Stoffen zur Verwendung als Produkt oder Ausgangsmaterial; c) „inhärentes CO2“: CO2, das Teil eines Brennstoffes ist; d) „konservativ“: beruhend auf einer Reihe von auf Sicherheit bedachten Annahmen, wodurch gewährleistet werden soll, dass Jahresemissionen nicht unterschätzt werden; e) „Charge“: eine bestimmte Brennstoff- oder Materialmenge, die als Einzellieferung oder kontinuierlich über einen bestimmten Zeitraum hinweg repräsentativ beprobt, charakterisiert und weitergeleitet wird; f) „kommerzieller Brennstoff“: Brennstoff einer bestimmten Zusammensetzung, der häufig und frei gehandelt wird, vorausgesetzt der Handel mit der betreffenden Charge erfolgt zwischen wirtschaftlich unabhängigen Partnern, einschließlich alle kommerziellen Standardbrennstoffe, Erdgas, schweres und leichtes Heizöl, Kohle und Petrolkoks; g) „kommerzielles Material“: Material einer bestimmten Zusammensetzung, das häufig und frei gehandelt wird, vorausgesetzt der Handel mit der betreffenden Charge erfolgt zwischen wirtschaftlich unabhängigen Partnern; h) „kommerzieller Standardbrennstoff“: ein international standardisierter handelsüblicher Brennstoff, der in Bezug auf seinen spezifischen Heizwert ein 95 %-iges Konfidenzintervall von höchstens ± 1 % aufweist, einschließlich Gasöl, leichtes Heizöl, Benzin, Lampenöl, Kerosin, Ethan, Propan und Butan.

3. Für Messungen gelten die folgenden Begriffsbestimmungen: a) „Genauigkeit“: der Grad der Übereinstimmung zwischen dem Messergebnis und dem wahren Wert einer bestimmten Größe (oder einem empirisch mit Hilfe von international anerkanntem und rückverfolgbarem Kalibriermaterial nach Standardmethoden bestimmten Referenzwert), wobei sowohl zufällig auftretende als auch systematische Einflussfaktoren berücksichtigt werden; b) „Unsicherheit“: ein sich auf das Ergebnis einer Größenbestimmung beziehender Parameter, der die Streuung der Werte charakterisiert, die dieser Größe wahrscheinlich zugeschrieben werden können, einschließlich der Effekte durch systematische und zufällig auftretende Einflussfaktoren, ausgedrückt als Abweichung der auftretenden Werte rund um den Mittelwert in Prozent unter Ansatz eines Konfidenzintervalls von 95 %, wobei jede Asymmetrie der Werteverteilung berücksichtigt wird; c) „arithmetisches Mittel“: die Summe der Werte einer Grundgesamtheit, geteilt durch die Anzahl der Werte dieser Grundgesamtheit; d) „Messung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zur Ermittlung des Wertes einer Größe; e) „Messinstrument“: ein Gerät, das allein oder in Verbindung mit einem oder mehreren Zusatzgeräten zur Durchführung von Messungen bestimmt ist; f) „Messsystem“: die Gesamtheit der Messinstrumente und sonstigen Ausrüstungen, z. B. Probenahmegeräte und Datenverarbeitungssysteme, die zur Bestimmung von Variablen wie Tätigkeitsdaten, Kohlenstoffgehalt, Heizwert oder Emissionsfaktor von CO2-Emissionen bestimmt sind; g) „Kalibrierung“: ein Reihe von Arbeitsschritten zum Abgleich der Messergebnisse eines Messinstruments oder Messsystems oder den Werten eines Prüfnormals oder Referenzmaterials mit den entsprechenden Werten einer auf einen Referenzstandard rückführbaren Bezugsgröße unter vorgegebenen Bedingungen; h) „kontinuierliche Emissionsmessung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zur Bestimmung des Wertes einer Größe durch periodische (mehrfach stündliche) Einzelmessungen, wobei entweder in-situ Messungen im Kamin oder extraktive Messungen (Positionierung des Messgeräts in Nähe des Kamins) vorgenommen werden; diese Art der Messung umfasst nicht die Entnahme einzelner Proben aus dem Kamin; i) „Standardbedingungen“: die Standardtemperatur von 273,15 K (d. h. 0 oC) und der Standarddruck von 101 325 Pa, die einen Normkubikmeter (Nm3) definieren.

4. Für Berechnungsmethodik und Messmethodik zur Bestimmung von CO2-Emissionen gelten die folgenden Begriffsbestimmungen: a) „Unverhältnismäßig hohe Kosten“: Kosten einer Maßnahme, die nach Auffassung der zuständigen Behörde zum Gesamtnutzen der Maßnahme in keinem angemessenen Verhältnis stehen. In Bezug auf die Wahl der Ebenen kann der Schwellenwert als der einer Verbesserung des Genauigkeitsgrades entsprechende Wert der Zertifikate definiert werden. Für Maßnahmen, die die Qualität berichteter Emissionen verbessern, sich jedoch nicht unmittelbar auf die Genauigkeit auswirken, können unverhältnismäßig hohe Kosten einer Größe entsprechen, die über einen indikativen Schwellenwert von 1 % des Durchschnittswertes der für die vorangegangene Handelsperiode vorliegenden Emissionsdaten hinausgeht. Für Anlagen ohne vergleichbaren Hintergrund werden Daten aus repräsentativen Anlagen, die dieselben oder vergleichbare Tätigkeiten durchführen, als Bezugsgrößen verwendet und entsprechend ihrer Kapazität eingestuft; b) „technisch machbar“: der Anlagenbetreiber ist in der Lage, innerhalb der erforderlichen Zeitspanne technische Mittel zu beschaffen, die den Erfordernissen eines vorgeschlagenen Systems gerecht werden; c) „De-minimis-Brennstoff-/Materialströme“: eine vom Anlagenbetreiber ausgewählte Gruppe von emissionsschwachen Stoffströmen, die kumuliert höchstens 1 kt der jährlichen Emissionen an fossilem CO2 freisetzen oder die kumuliert für weniger als 2 % (bis zu einem maximalen Gesamtanteil von 20 kt fossilem CO2/Jahr) der jährlichen CO2-Gesamtemissionen dieser Anlage vor Abzug des weitergeleiteten CO2 verantwortlich sind, wobei der jeweils absolut höhere Wert maßgebend ist; d) „emissionsstarke Brennstoff-/Materialströme“: eine Gruppe von Stoffströmen, die nicht zur Gruppe der emissionsschwachen Stoffströme gehören; e) „emissionsschwache Brennstoff-/Materialströme“: die vom Anlagenbetreiber ausgewählten Stoffströme, die kumuliert höchstens 5 kt der jährlichen Emissionen an fossilem CO2 freisetzen oder die kumuliert für weniger als 10 % (bis zu einem maximalen Gesamtanteil von 100 kt fossilem CO2/Jahr) der jährlichen CO2-Gesamtemissionen dieser Anlage vor Abzug des weitergeleiteten CO2 verantwortlich sind, wobei der jeweils absolut höhere Wert maßgebend ist; f) „Biomasse“: nicht fossile, biologisch abbaubare organische Stoffe pflanzlichen, tierischen und mikroorganischen Ursprungs, einschließlich Produkte, Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle aus der Land- und Forstwirtschaft und verwandten Industrien, sowie nicht fossile, biologisch abbaubare organische Fraktionen von Industrie- und Siedlungsabfällen, einschließlich Gase und Flüssigkeiten, die bei der Zersetzung nicht fossiler und biologisch abbaubarer organischer Stoffe anfallen; g) „rein“: stoffbezogen: wenn ein Material oder ein Brennstoff entsprechend der Handelsklassifizierung von „purum“ zu mindestens 97 % (bezogen auf die Masse) aus dem genannten Stoff oder Element besteht; in Bezug auf Biomasse: der Anteil Biomassekohlenstoff am Gesamtkohlenstoffgehalt des Brennstoffs oder Materials; h) „Energiebilanzmethode“: eine Methode zur Schätzung der als Brennstoff in einem Kessel verwendeten Energiemenge, berechnet als Summe nutzbarer Wärme und aller relevanten Energieverluste durch Strahlung, Wärmeleitung und über Abgase.

5. Für die Kontrolle und Prüfung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen: a) „Kontrollrisiken“: die Anfälligkeit eines Parameters im jährlichen Emissionsbericht für wesentliche Falschangaben, die vom Kontrollsystem weder rechtzeitig verhindert noch erkannt und berichtigt werden können; b) „Entdeckungsrisiko“: das Risiko, dass die Prüfstelle eine wesentliche Falschangabe oder eine wesentliche Nichtkonformität nicht entdecken wird; c) „inhärentes Risiko“: die Anfälligkeit eines Parameters im jährlichen Emissionsbericht für wesentliche Falschangaben, wobei davon ausgegangen wird, dass in diesem Zusammenhang keine anderen Kontrollen stattgefunden haben; d) „Prüfungsrisiko“: das Risiko, dass die Prüfstelle ein unangemessenes Prüfgutachten erstellt. Das Prüfungsrisiko ist abhängig von inhärenten Risiken, von Kontrollrisiken und vom Entdeckungsrisiko; e) „hinreichende Sicherheit“: ein im Prüfgutachten positiv zum Ausdruck kommender hoher, jedoch nicht absoluter Grad an Sicherheit, dass der prüfungspflichtige Emissionsbericht keine wesentlichen Falschangaben enthält und dass die Anlage nicht durch wesentliche Nichtkonformität gekennzeichnet ist; f) „Grad an Wesentlichkeit“: der quantitative Schwellen- oder Grenzwert, der zu verwenden ist, um ein angemessenes Prüfgutachten über die im jährlichen Emissionsbericht mitgeteilten Emissionsdaten zu erstellen; g) „Grad an Sicherheit“: das Maß, in dem sich die Prüfstelle sicher ist, in ihrem abschließenden Prüfgutachten belegen bzw. widerlegen zu können, dass die im jährlichen Emissionsbericht einer Anlage enthaltenen Informationen keine wesentlichen Falschangaben enthalten; h) „Nichtkonformität“: jede vorsätzliche oder nicht vorsätzliche Handlung oder Unterlassung einer Handlung durch eine in Prüfung befindliche Anlage, die den Anforderungen des von der zuständigen Behörde im Rahmen der Genehmigung der Anlage genehmigten Monitoringkonzepts zuwiderläuft; i) „wesentliche Nichtkonformität“: Nichtkonformität mit den Anforderungen des von der zuständigen Behörde im Rahmen der Genehmigung der Anlage genehmigten Monitoringkonzepts, die dazu führen könnte, dass die Anlage von der zuständigen Behörde anders behandelt wird; j) „wesentliche Falschangabe“: eine (aufgrund von Unterlassungen, Fehlinterpretationen und Fehlern, zulässige Unsicherheiten ausgenommen) falsche Angabe im jährlichen Emissionsbericht, die nach bestem fachlichen Ermessen der Prüfstelle die Bewertung des jährlichen Emissionsberichts durch die zuständigen Behörde beeinflussen könnte, z. B. wenn die Falschangabe den Grad an Wesentlichkeit überschreitet; k) „Akkreditierung“: im Prüfungskontext die formelle Bescheinigung einer Akkreditierungsstelle auf der Grundlage einer Entscheidung im Anschluss an eine ausführliche Bewertung, dass eine bestimmte Prüfstelle die Kompetenz und Unabhängigkeit besitzt, unter vorgegebenen Bedingungen Prüfungen durchzuführen; l) „Prüfung“: die zur Erstellung eines Prüfgutachtens durchgeführten Tätigkeiten einer Prüfstelle im Sinne von Artikel 15 und Anhang V der Richtlinie 2003/87/EG; m) „Prüfstelle“: eine kompetente, unabhängige, akkreditierte Prüfungseinrichtung oder Person, die nach Maßgabe der Durchführungsvorschriften, die der betreffende Mitgliedstaat gemäß Anhang V der Richtlinie 2003/87/EG festgelegt hat, für die Durchführung der Prüfung und die Berichterstattung über den Prüfungsablauf zuständig ist.

3. GRUNDSÄTZE DER ÜBERWACHUNG UND BERICHTERSTATTUNG

Im Interesse einer genauen und überprüfbaren Überwachung von Treibhausgasemissionen mit entsprechender Berichterstattung im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG sind folgende Grundsätze zu berücksichtigen:

▼M1

Vollständigkeit.Bei der Emissionsüberwachung einer Anlage und der entsprechenden Berichterstattung sind alle Prozess- und Verbrennungsemissionen aus sämtlichen Emissionsquellen und Brennstoff-/Materialströmen im Zusammenhang mit Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG und anderen gemäß Artikel 24 der Richtlinie einbezogenen relevanten Tätigkeiten sowie alle Treibhausgasemissionen, die für diese Tätigkeiten aufgelistet sind, zu berücksichtigen. Doppelerfassungen sind zu vermeiden.

▼B

Konsistenz.Die Vergleichbarkeit überwachter und berichteter Emissionen muss durch die zeitlich konsequente Anwendung derselben Überwachungsmethoden und Datensätze gewährleistet sein. Die Überwachungsmethoden können in Einklang mit den Bestimmungen dieser Monitoring-Leitlinien geändert werden, wenn die Genauigkeit der Daten im Emissionsbericht auf diese Weise verbessert wird. Änderungen an den Überwachungsmethoden müssen von der zuständigen Behörde genehmigt und in Einklang mit den Bestimmungen dieser Monitoring-Leitlinien umfassend dokumentiert werden.

Transparenz.Alle Überwachungsdaten (einschließlich Annahmen, Bezugswerte, Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidationsfaktoren und Umsetzungsfaktoren) sind so zu ermitteln, zu erfassen, zusammenzustellen, zu analysieren und zu dokumentieren, dass die Emissionsbestimmung von der Prüfstelle und der zuständigen Behörde nachvollzogen werden kann.

Richtigkeit.Es ist sicherzustellen, dass die ermittelten Emissionen nicht systematisch über oder unter den tatsächlichen Emissionswerten liegen. Unsicherheitsquellen müssen identifiziert und soweit wie möglich reduziert werden. Alle Arbeiten sind mit angemessener Sorgfalt auszuführen, um sicherzustellen, dass bei der Berechnung bzw. Messung der Emissionen möglichst genaue Ergebnisse erzielt werden. Die Anlagenbetreiber müssen dafür Sorge tragen, dass die Integrität der berichteten Emissionen mit hinreichender Sicherheit feststellbar ist. Die Emissionen sind nach den in diesen Monitoring-Leitlinien vorgegebenen Überwachungsmethoden zu ermitteln. Alle Messgeräte und sonstigen Prüfinstrumente, die für die Meldung von Überwachungsdaten eingesetzt werden, müssen ordnungsgemäß bedient, gewartet, kalibriert und geprüft werden. Datenbögen und sonstige Hilfsmittel, die zur Speicherung und Bearbeitung von Überwachungsdaten verwendet werden, dürfen keinerlei Fehler aufweisen. Die Emissionsberichte und die darin gemachten Aussagen dürfen keine wesentlichen Falschangaben enthalten, und bei der Auswahl und Präsentation der Informationen sind jegliche Verzerrungen zu vermeiden; die Berichte müssen außerdem eine glaubwürdige und ausgewogene Darstellung der Emissionen einer Anlage gewährleisten.

Kosteneffizienz.Bei der Wahl einer Überwachungsmethode sind die Vorzüge einer größeren Genauigkeit gegen den zusätzlichen Kostenaufwand abzuwägen. Daher ist bei der Überwachung von Emissionen und der Erstellung der Emissionsberichte stets größtmögliche Genauigkeit anzustreben, sofern dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht. Was die Überwachungsmethode selbst betrifft, so sind die Anleitungen für den Anlagenbetreiber nachvollziehbar und einfach darzustellen. Doppelarbeiten sind zu vermeiden, und bereits in der Anlage vorhandene Systeme sollten berücksichtigt werden.

Verlässlichkeit.Die Adressaten eines geprüften Emissionsberichts müssen sich darauf verlassen können, dass er das darstellt, was er vorgibt bzw. was man berechtigterweise von ihm erwarten kann.

Verbesserung der Überwachung von Emissionen und der Erstellung von Emissionsberichten.Die Prüfung der Emissionsberichte ist als ein effektives und verlässliches Mittel zur Unterstützung der Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle zu sehen. Sie liefert dem Anlagenbetreiber Informationen, auf deren Grundlage dieser seine Emissionsüberwachung und -berichterstattung verbessern kann.

4. ÜBERWACHUNG VON TREIBHAUSGASEMISSIONEN

4.1. SYSTEMGRENZEN

Die Emissionsüberwachung einer Anlage und die diesbezüglichen Emissionsberichte betreffen alle relevanten Treibhausgasemissionen aus allen Emissionsquellen und/oder Brennstoff-/Materialströmen, die den in der Anlage durchgeführten Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG zugeordnet sind, sowie Tätigkeiten und Treibhausgase, die ein Mitgliedstaat gemäß Artikel 24 der Richtlinie 2003/87/EG einseitig einbezogen hat.

Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe b) der Richtlinie 2003/87/EG müssen Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen eine Beschreibung der Tätigkeiten und Emissionen der betreffenden Anlage umfassen. Entsprechend sind in der Genehmigung alle Emissionsquellen und Brennstoff-/Materialströme für Tätigkeiten anzugeben, die in Anhang I der Richtlinie aufgelistet und die überwachungs- und berichterstattungspflichtig sind. Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe c) der Richtlinie 2003/87/EG enthalten Genehmigungen für die Emission von Treibhausgasen Angaben zu Überwachungsauflagen, in denen Überwachungsmethode und -häufigkeit festgelegt sind.

Emissionen aus mobilen Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen und Geräten sind von der Emissionsschätzung ausgenommen.

Überwachungspflichtig sind Emissionen infolge des regulären Betriebs von Anlagen sowie Emissionen infolge außergewöhnlicher Vorgänge wie Inbetriebnahme/Stilllegung oder Notfallsituationen innerhalb des Berichtszeitraums.

Wenn die Produktionskapazitäten oder -leistungen infolge einer oder mehrerer Tätigkeiten, die unter ein und dieselbe Tätigkeitsbezeichnung gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen, einzeln oder gemeinsam die in dem genannten Anhang festgelegten jeweiligen Grenzwerte in einer Anlage bzw. an einem Standort überschreiten, müssen alle Emissionen aus sämtlichen Emissionsquellen und/oder Brennstoff-/Materialströmen im Zusammenhang mit den in Anhang I genannten Tätigkeiten der betreffenden Anlage bzw. des betreffenden Standorts überwacht und im Emissionsbericht mitgeteilt werden.

Die Frage, ob eine zusätzliche Feuerungsanlage, wie beispielsweise eine Anlage zur Kraft-Wärme-Kopplung, als Teil einer Anlage angesehen wird, die eine andere Tätigkeit nach Anhang I durchführt, oder aber ob sie als eigenständige Anlage zu betrachten ist, hängt von den jeweiligen örtlichen Gegebenheiten ab und wird in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen der Anlage geregelt.

Alle Emissionen aus einer Anlage sind eben dieser Anlage zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Strom an andere Anlagen abgegeben werden. Emissionen, die im Zusammenhang mit der Erzeugung von Wärme oder Strom entstehen, sind der Anlage zuzurechnen, in der sie erzeugt wurden, und nicht der Anlage, an die sie abgegeben werden.

4.2. BERECHNUNGS- ODER MESSMETHODIK

Gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG können Emissionen bestimmt werden durch

— eine auf Berechnung beruhende Methodik, wobei Emissionen aus Stoffströmen anhand von Aktivitätsdaten ermittelt werden, die durch Messsysteme und zusätzliche Parameter aus Laboranalysen oder Standardfaktoren zustande kommen, oder durch

— eine auf Messung beruhende Methodik, wobei Emissionen aus einer Emissionsquelle durch kontinuierliche Messung der Konzentration der betreffenden Treibhausgase im Abgasstrom und durch kontinuierliche Messung des Abgasstromes als solchem ermittelt werden.

Der Anlagenbetreiber kann die Messmethodik vorschlagen, wenn er nachweisen kann, dass

— diese mit Verlass ein genaueres Ergebnis erbringt als die Berechnung der Jahresemissionen der Anlage und gleichzeitig unverhältnismäßig hohe Kosten vermieden werden und

— sich der Vergleich der Mess- und Berechnungsmethodik auf dieselben Emissionsquellen und Stoffströme bezieht.

Die Anwendung einer Messmethodik muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden. Die Anlagenbetreiber sind verpflichtet, die Ergebnisse der Emissionsmessung für jeden Berichtszeitraum durch eine flankierende Emissionsberechnung im Sinne von Abschnitt 6.3c zu bestätigen.

Der Anlagenbetreiber kann mit Zustimmung der zuständigen Behörde Mess- und Berechnungsmethodiken für unterschiedliche Emissionsquellen und Stoffströme innerhalb einer Anlage kombinieren. Er muss dabei sicherstellen und nachweisen, dass die Emissionsbestimmung nicht lückenhaft ist bzw. dass es nicht zu Doppelerfassungen kommt.

4.3. DAS MONITORINGKONZEPT

Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe c) der Richtlinie 2003/87/EG enthalten Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen Überwachungsauflagen, in denen Überwachungsmethode und -häufigkeit festgelegt sind.

Die Überwachungsmethode ist Teil des anlagenspezifischen Monitoringkonzepts, das von der zuständigen Behörde nach den Kriterien dieses Abschnitts und seiner Unterabschnitte genehmigt werden muss. Die Mitgliedstaaten bzw. die zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten tragen dafür Sorge, dass die von den Anlagen anzuwendende Überwachungsmethodik entweder in der Emissionsgenehmigung oder — soweit dies mit der Richtlinie 2003/87/EG vereinbar ist — in Form allgemeiner verbindlicher Regeln festgeschrieben wird.

Die zuständige Behörde überprüft und genehmigt das vom Anlagenbetreiber erstellte Monitoringkonzept vor Beginn des Berichtszeitraums und erneut, wenn die von einer Anlage angewandte Überwachungsmethode in wesentlichen Punkten geändert wird (siehe drittnächster Absatz).

Vorbehaltlich der Regelung gemäß Abschnitt 16 enthält das Monitoringkonzept Folgendes:

a) eine genaue Beschreibung der zu überwachenden Anlage und der dort durchgeführten Tätigkeiten;

b) Angaben über die Verteilung der Zuständigkeiten für Überwachung und Berichterstattung innerhalb der Anlage;

c) eine Liste der zu überwachenden Emissionsquellen und Stoffströme, und zwar für jede Tätigkeit, die in der Anlage durchgeführt wird;

d) eine Beschreibung der angewandten Berechnungs- bzw. Messmethodik;

e) eine Liste und Beschreibung der Ebenen zur Bestimmung von Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidations- und Umsetzungsfaktoren für alle zu überwachenden Stoffströme;

f) eine Beschreibung der Messsysteme sowie der Spezifikation und des exakten Standorts der für die Stoffstromüberwachung einzusetzenden Messgeräte;

▼M1

g) einen Nachweis der Konformität mit den Unsicherheitsschwellenwerten für Tätigkeitsdaten und (ggf.) andere Parameter für die auf die einzelnen Stoffströme und/oder Emissionsquellen angewandten Ebenen;

▼B

h) ggf. eine Beschreibung des Ansatzes für die Beprobung von Brennstoffen und Materialien zur Bestimmung des unteren Heizwertes, des Kohlenstoffgehalts, der Emissionsfaktoren, des Oxidations- und Umsetzungsfaktors und des Biomasseanteils der einzelnen Stoffströme;

i) eine Beschreibung der vorgesehenen Bezugsquellen bzw. der Analysenmethoden für die Bestimmung des unteren Heizwertes, des Kohlenstoffgehalts, der Emissionsfaktoren, des Oxidations- und Umsetzungsfaktors und des Biomasseanteils der einzelnen Stoffströme;

j) ggf. eine Liste und Beschreibung nicht akkreditierter Laboratorien und maßgeblicher Analyseverfahren, einschließlich einer Liste aller relevanten Qualitätssicherungsmaßnahmen (z. B. laborübergreifende Vergleiche im Sinne von Abschnitt 13.5.2);

k) ggf. eine Beschreibung der Systeme zur kontinuierlichen Emissionsmessung, die zur Überwachung einer Emissionsquelle eingesetzt werden sollen (d. h. Angaben über Messpunkte, Häufigkeit der Messungen, Messgeräte, Kalibrierverfahren, Datenerfassung und Datenspeicherung), und des Verfahrens für die flankierende Berechnung zur Bestätigung der Messung und für die Berichterstattung über Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren u. ä.;

l) ggf. — bei Anwendung des „Fall-back-Konzepts“ (Abschnitt 5.3) — eine umfassende Beschreibung des Konzepts und der Unsicherheitsbewertung, sofern nicht bereits durch die Buchstaben a) bis k) dieser Liste abgedeckt;

▼M1

m) eine Beschreibung der Verfahren für die Datenerhebung/Datenverwaltung und der Kontrollaktivitäten sowie eine Beschreibung der Tätigkeiten (siehe Abschnitt 10 Nummern 1-3 und Anhang XIII Abschnitt 8);

▼B

n) ggf. Angaben über relevante Verbindungen zu Aktivitäten, die im Rahmen des Gemeinschaftssystems für das Umweltmanagement und die Umweltbetriebsprüfung (EMAS) und anderer Umweltmanagementsysteme (z. B. ISO 14001:2004) durchgeführt werden, insbesondere Angaben über Verfahren und Kontrollen, die für die Überwachung von Treibhausgasemissionen und deren Berichterstattung von Belang sind.

Die Überwachungsmethodik muss geändert werden, wenn die Genauigkeit der berichteten Daten auf diese Weise verbessert werden kann, vorausgesetzt, dass dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht.

Wesentliche Änderungen der Überwachungsmethodik als Teil des Monitoringkonzepts müssen von der zuständigen Behörde genehmigt werden, wenn die Änderungen Folgendes betreffen:

— die Kategorieneinteilung der Anlage gemäß Tabelle 1,

— den Wechsel zwischen Berechnungs- und Messmethodik für die Emissionsermittlung,

— eine Zunahme der Unsicherheit der Tätigkeitsdaten und ggf. anderer Parameter, wenn dies der Anwendung einer anderen Ebene gleichkommt.

Alle anderen Änderungen und Vorschläge zur Änderung der Überwachungsmethode bzw. der zugrunde liegenden Datensätze sind der zuständigen Behörde mitzuteilen, sobald der Anlagenbetreiber sich dessen bewusst geworden ist oder davon ausgegangen werden kann, dass er sich dessen bewusst geworden ist, es sei denn, im Monitoringkonzept ist dieser Punkt anders geregelt.

Änderungen am Monitoringkonzept müssen klar dargelegt, begründet und in den betriebsinternen Aufzeichnungen der Anlage umfassend dokumentiert werden.

Die zuständige Behörde fordert den Anlagenbetreiber auf, sein Monitoringkonzept zu ändern, wenn dieses den Bestimmungen dieser Monitoring-Leitlinien nicht mehr entspricht.

Im Interesse des von der Kommission initiierten Informationsaustausches gemäß Artikel 21 Absatz 3 der Richtlinie 2003/87/EG zwischen den zuständigen Behörden und der Kommission in Bezug auf die Überwachung, Berichterstattung und Prüfung im Rahmen dieser Monitoring-Leitlinien und ihrer kohärenten Anwendung tragen die Mitgliedstaaten dafür Sorge, dass Überwachung, Berichterstattung und Prüfung jährlich einem Qualitätssicherungs- und Bewertungsprozess unterzogen werden.

5. METHODEN ZUR BERECHNUNG VON CO2-EMISSIONEN

5.1. BERECHNUNGSFORMELN

CO2-Emissionen werden entweder berechnet nach der Formel

CO2-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Oxidationsfaktor

oder nach einem alternativen Ansatz, soweit dies in den tätigkeitsspezifischen Leitlinien vorgegeben ist.

Für Emissionen aus der Verbrennung und für Prozessemissionen haben die Ausdrücke in dieser Formel folgende Bedeutung:

Emissionen aus der Verbrennung

Die Tätigkeitsdaten beruhen auf dem Brennstoffverbrauch. Soweit in diesen Leitlinien nicht anders geregelt, werden die eingesetzte Brennstoffmenge als Energiegehalt TJ und der Emissionsfaktor als t CO2/TJ ausgedrückt. Beim Brennstoffverbrauch wird nicht der gesamte im Brennstoff enthaltene Kohlenstoff zu CO2 oxidiert. Eine unvollständige Oxidation entsteht durch einen ineffizienten Verbrennungsprozess, d. h. ein Teil des Kohlenstoffs wird nicht verbrannt oder nur teilweise zu Ruß oder Asche oxidiert. Dem nicht oder unvollständig oxidierten Kohlenstoff wird über den Oxidationsfaktor Rechnung getragen, der als Bruchteil von eins ausgedrückt wird. Daraus ergibt sich folgende Berechnungsformel:

CO2-Emissionen = Brennstoffstrom [t oder Nm3] * unterer Heizwert [TJ/t oder TJ/Nm3] * Emissionsfaktor [t CO2/TJ] * Oxidationsfaktor

Die Berechnung von Emissionen aus der Verbrennung wird in Anhang II näher erläutert.

Prozessemissionen

Die Tätigkeitsdaten beruhen auf dem Materialverbrauch, dem Durchsatz oder der Produktionsmenge und werden als t oder Nm3 ausgedrückt. Der Emissionsfaktor wird als [t CO2/t oder t CO2/Nm3] angegeben. Dem während des Prozesses nicht in CO2 umgewandelten Kohlenstoff aus dem Einsatzmaterial wird über den Umsetzungsfaktor Rechnung getragen, der als Bruchteil von eins ausgedrückt wird. Wurde der Umsetzungsfaktor bereits im Emissionsfaktor berücksichtigt, so wird kein separater Umsetzungsfaktor angewandt. Die Menge des verwendeten Einsatzmaterials wird als Masse oder Volumen [t oder Nm3] ausgedrückt. Daraus ergibt sich folgende Berechnungsformel:

CO2-Emissionen = Tätigkeitsdaten [t oder Nm3] * Emissionsfaktor [t CO2/t oder Nm3] * Umsetzungsfaktor

Die Berechnung von Prozessemissionen wird in den tätigkeitsspezifischen Leitlinien (Anhänge II-XI) näher erläutert. Nicht alle Berechnungsmethoden der Anhänge II-XI verwenden einen Umsetzungsfaktor.

5.2. DAS EBENENKONZEPT

Die tätigkeitsspezifischen Leitlinien (Anhänge II-XI) beschreiben verschiedene Methoden zur Bestimmung der folgenden Variablen: Tätigkeitsdaten (bestehend aus zwei Variablen — Brennstoff-/Materialstrom und unterer Heizwert), Emissionsfaktoren, Zusammensetzungsdaten, Oxidations- und Umsetzungsfaktoren. Diese unterschiedlichen Ansätze werden als Ebenen bezeichnet. Die aufsteigende Nummerierung der Ebenen, beginnend mit 1, reflektiert das zunehmende Niveau an Genauigkeit, d. h. die Ebene mit der höchsten Nummer ist stets zu bevorzugen.

Die Anlagenbetreiber können bei einem einzelnen Berechnungsvorgang unterschiedliche zulässige Ebenen auf die verschiedenen Variablen (Brennstoff-/Materialstrom, unterer Heizwert, Emissionsfaktoren, Zusammensetzungsdaten, Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren) anwenden. Die gewählte Ebene muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden (siehe Abschnitt 4.3).

Gleichwertige Ebenen tragen dieselbe Nummer und werden durch Nachsatz eines Buchstabens weiter spezifiziert (z. B. Ebene 2a und 2b). Bei Tätigkeiten, für die in diesen Leitlinien alternative Berechnungsmethoden vorgeschlagen werden (z. B. in Anhang VII: „Methode A — Prozess-Input“ und „Methode B— Klinker-Herstellung“), kann ein Anlagenbetreiber nur dann von einer auf eine andere Methode umstellen, wenn er der zuständigen Behörde glaubhaft nachweisen kann, dass eine solche Umstellung, was die Überwachung der Emissionen aus den betreffenden Tätigkeiten und die diesbezügliche Berichterstattung anbelangt, genauere Ergebnisse erbringt.

Die Anlagenbetreiber haben stets das höchste Ebenenkonzept zu wählen, um alle Variablen für sämtliche Stoffströme innerhalb aller Anlagen der Kategorien B oder C zu ermitteln. Nur wenn der zuständigen Behörde glaubhaft nachgewiesen werden kann, dass die Anwendung der höchsten Ebene aus technischen Gründen nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßig hohen Kosten führt, kann für diese Variable auf die nächst niedrigere Ebene innerhalb der Überwachungsmethode zurückgegriffen werden. Bei Anlagen mit Jahresemissionen von über 500 Kilo-Tonnen fossilem CO2 (d. h. „Anlagen der Kategorie C“) teilt der betreffende Mitgliedstaat der Kommission gemäß Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG mit, wenn die Anwendung einer Kombination der höchsten Ebenen auf alle emissionsstarken Stoffströme nicht stattfindet.

Vorbehaltlich der Regelungen gemäß Abschnitt 16 tragen die Mitgliedstaaten dafür Sorge, dass die Anlagenbetreiber auf alle emissionsstarken Stoffströme zumindest die Ebenen gemäß Tabelle 1 anwenden, soweit dies technisch machbar ist.

Der Anlagenbetreiber kann für die Variablen zur Berechnung von Emissionen aus emissionsschwachen Stoffströmen als Minimum Ebene 1 wählen und zur Überwachung und Berichterstattung von De-Minimis-Stoffströmen seine eigene ebenenunabhängige Schätzmethode anwenden, in beiden Fällen vorbehaltlich der Genehmigung durch die zuständige Behörde.

Der Anlagenbetreiber schlägt umgehend Änderungen an den gewählten Ebenen vor, sobald

— sich das zugängliche Datenmaterial geändert hat und infolgedessen eine genauere Bestimmung der Emissionen möglich ist;

— eine bislang nicht existente Emission stattfindet;

— sich die Brennstoffe bzw. die relevanten Rohmaterialien wesentlich geändert haben;

— Fehler in den Daten festgestellt wurden, die sich aus der Überwachungsmethodik ergeben;

— die zuständige Behörde eine Änderung gefordert hat.

Für Biomassebrennstoffe und -materialien, die als rein gelten, können für Anlagen oder technisch abgrenzbare Anlagenteile ebenenunabhängige Ansätze angewandt werden, es sei denn, der betreffende Wert soll dazu verwendet werden, CO2-Emissionen aus Biomasse von Emissionen zu subtrahieren, die durch kontinuierliche Messung bestimmt werden. Diese ebenenunabhängigen Ansätze schließen die Energiebilanzmethode ein. CO2-Emissionen aus fossilen Verunreinigungen in Brennstoffen und Materialien, die als reine Biomasse angesehen werden können, werden als Teil des Biomasse-Stoffstroms mitgeteilt und können nach ebenenunabhängigen Verfahren geschätzt werden. Biomassehaltige Brennstoffmischungen und Materialien werden gemäß Abschnitt 13.4 dieses Anhangs charakterisiert, es sei denn, es handelt sich um einen De-Minimis-Stoffstrom.

Sollte die Anwendung der höchsten Ebene (bzw. die genehmigte variablenspezifische Ebene) aus technischen Gründen vorübergehend nicht möglich sein, so kann der Anlagenbetreiber die höchste erreichbare Ebene anwenden, und zwar solange, bis die Bedingungen für die Anwendung der ursprünglichen Ebene wieder hergestellt sind. Der Anlagenbetreiber weist der zuständigen Behörde unverzüglich nach, dass eine Änderung von Ebenen erforderlich ist, und teilt die Einzelheiten der vorübergehend angewandten Überwachungsmethode mit. Der Anlagenbetreiber trifft alle erforderlichen Vorkehrungen, um die ursprüngliche Ebene zum Zweck der Überwachung und Berichterstattung so schnell wie möglich wieder herzustellen.

Änderungen in Bezug auf die Ebenen sind lückenlos zu dokumentieren. Kleinere Datenlücken, die durch Ausfallzeiten von Messeinrichtungen entstehen können, werden nach den Maßstäben der „guten beruflichen Praxis“ behoben, die eine konservative Emissionsschätzung gewährleisten, wobei den Vorgaben des Referenzdokuments zur integrierten Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung (IPPC) zu „Allgemeinen Überwachungsgrundsätzen“ von Juli 2003 ( 5 ) Rechnung zu tragen ist. Werden Ebenen innerhalb eines Berichtszeitraums geändert, so sind die Ergebnisse für die betreffende Tätigkeit getrennt zu berechnen und im Jahresbericht an die zuständige Behörde für den betreffenden Zeitabschnitt innerhalb des Berichtszeitraums getrennt auszuweisen.

Tabelle 1

Mindestanforderungen

(„n.r.“ bedeutet „nicht relevant“)

Spalte A für „Anlagen der Kategorie A“ (d. h. Anlagen, für die in der vorangegangenen Handelsperiode durchschnittliche Jahresemissionen (oder ein konservativer Schätz- oder Prognosewert, wenn keine Emissionsberichte vorliegen oder nicht mehr gültig sind) von höchstens 50 Kilo-Tonnen CO2 vor Abzug von weitergeleitetem CO2 berichtet wurden)

Spalte B für „Anlagen der Kategorie B“ (d. h. Anlagen, für die in der vorangegangenen Handelsperiode durchschnittliche Jahresemissionen (oder ein konservativer Schätz- oder Prognosewert, wenn keine Emissionsberichte vorliegen oder nicht mehr gültig sind) von über 50 Kilo-Tonnen und höchstens 500 Kilo-Tonnen CO2 vor Abzug von weitergeleitetem CO2 berichtet wurden)

Spalte C für „Anlagen der Kategorie C“ (d. h. Anlagen, für die in der vorangegangenen Handelsperiode durchschnittliche Jahresemissionen (oder ein konservativer Schätz- oder Prognosewert, wenn keine Emissionsberichte vorliegen oder nicht mehr gültig sind) von über 500 Kilo-Tonnen CO2 vor Abzug von weitergeleitetem CO2 berichtet wurden)







Tätigkeitsdaten Emissionsfaktor Zusammensetzungsdaten Oxidationsfaktor Umsetzungsfaktor Brennstoffstrom Unterer Heizwert Anhang/Tätigkeit A B C A B C A B C A B C A B C A B C II: Verbrennung Kommerzielle Standardbrennstoffe 2 3 4 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. Andere gasförmige und flüssige Brennstoffe 2 3 4 2a/2b 2a/2b 3 2a/2b 2a/2b 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. Feste Brennstoffe 1 2 3 2a/2b 3 3 2a/2b 3 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. Massenbilanzansatz für Ruß erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen 1 2 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. 1 2 2 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. Fackeln 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1 2a/b 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. Abgaswäsche Karbonat 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. Gips 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r.







Tätigkeitsdaten Emissionsfaktor Zusammensetzungsdaten Umsetzungsfaktor Materialstrom Unterer Heizwert A B C A B C A B C A B C A B C III: Raffinerien Regeneration von katalytischen Crackern 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. Wasserstofferzeugung 1 2 2 n.r. n.r. n.r. 1 2 2 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. IV: Kokereien Massenbilanz 1 2 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. 2 3 3 n.r. n.r. n.r. Brennstoff als Prozess-Input 1 2 3 2 2 3 2 3 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. V: Röst- und Sinteranlagen für Metallerze Massenbilanz 1 2 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. 2 3 3 n.r. n.r. n.r. Karbonat-Input 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 VI: Eisen und Stahl Massenbilanz 1 2 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. 2 3 3 n.r. n.r. n.r. Brennstoff als Prozess-Input 1 2 3 2 2 3 2 3 3 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. VII: Zement Prozess-Input 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 Klinker-Herstellung 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 CKD 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 2 2 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. nicht-karbonatischer Kohlenstoff 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 VIII: Kalk Karbonate 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 Erdalkalimetalloxide 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 IX: Glas Karbonate 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. X: Keramik Kohlenstoff-Input 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1. 1 2 Alkalioxid 1 1 2 n.r. n.r. n.r. 1 2 3 n.r. n.r. n.r. 1 1 2 Wäsche 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. XI: Papier und Zellstoff Standardmethode 1 1 1 n.r. n.r. n.r. 1 1 1 n.r. n.r. n.r. n.r. n.r. n.r.

5.3. DAS FALL-BACK-KONZEPT

Wenn es technisch nicht machbar ist oder unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen würde, auf alle Brennstoff-/Materialströme (ausgenommen De-Minimis-Stoffströme) zumindest die Anforderungen für Ebene 1 anzuwenden, greift der Anlagenbetreiber auf das so genannte „Fall-back-Konzept“ zurück, das ihn von den Auflagen gemäß Abschnitt 5.2 dieses Anhangs befreit und die Entwicklung einer der Situation angepassten Überwachungsmethode gestattet. Der Anlagenbetreiber muss der zuständigen Behörde in diesem Fall glaubhaft nachweisen, dass die Gesamtunsicherheitsschwellen (siehe Tabelle 2) für die jährlichen Treibhausgasemissionen der Anlage mit dieser alternativen Überwachungsmethode für die gesamte Anlage eingehalten werden.

Bei der Unsicherheitsbewertung werden die Unsicherheiten aller für die Berechnung der Jahresemissionen zugrunde gelegten Variablen und Parameter quantifiziert, wobei dem „ISO-Leitfaden für die Angabe der Unsicherheit beim Messen“ (1995) ( 6 ) und ISO 5168:2005 Rechnung getragen wird. Die Bewertung wird auf der Grundlage der Vorjahresdaten durchgeführt, bevor die zuständige Behörde das Monitoringkonzept genehmigt, und jährlich aktualisiert. Diese jährliche Aktualisierung erfolgt im Kontext des jährlichen Emissionsberichts und muss gemeinsam mit diesem geprüft werden.

Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission gemäß Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG mit, welche Anlagen das Fall-back-Konzept anwenden. Im jährlichen Emissionsbericht ermittelt und berichtet der Anlagenbetreiber Daten (sofern vorhanden) oder möglichst akkurate Schätzungen über Tätigkeitsdaten, untere Heizwerte, Emissionsfaktoren, Oxidationsfaktoren und andere Parameter, ggf. mit Hilfe von Laboranalysen. Das jeweilige Verfahren wird im Monitoringkonzept dokumentiert und von der zuständigen Behörde genehmigt. Tabelle 2 gilt nicht für Anlagen, die ihre Treibhausgasemissionen durch kontinuierliche Messsysteme im Sinne von Anhang XII ermitteln.







Tabelle 2 Gesamtunsicherheitsschwellen bei Anwendung des Fall-back-Konzepts Anlagenkategorie Verbindliche Unsicherheitsschwelle für den Gesamtwert der Jahresemissionen A ± 7,5 % B ± 5,0 % C ± 2,5 %

5.4. TÄTIGKEITSDATEN

Tätigkeitsdaten umfassen Informationen über den Materialstrom, den Brennstoffverbrauch, das Einsatzmaterial oder die Produktionsmenge, ausgedrückt als Energiegehalt [TJ] (in Ausnahmefällen auch als Masse oder Volumen [t oder Nm3], siehe Abschnitt 5.5) bei Brennstoffen und als Masse oder Volumen bei Rohmaterialien oder Produkten [t oder Nm2].

Der Anlagenbetreiber kann die Tätigkeitsdaten auch anhand der in Rechnung gestellten Brennstoff- bzw. Materialmenge bestimmen, soweit die Vorschriften von Anhang I und die Anforderungen in Bezug auf die genehmigten Ebenen (Anhänge II-XI) erfüllt sind.

Können Tätigkeitsdaten zur Berechnung von Emissionen nicht direkt quantifiziert werden, so sind sie aufgrund von Lagerbestandsveränderungen zu bestimmen:

Material C = Material P + (Material S – Material E) – Material O

wobei:

Material C : im Berichtszeitraum verarbeitetes Material

Material P : im Berichtszeitraum gekauftes Material

Material S : Materialbestand zu Beginn des Berichtszeitraums

Material E : Materialbestand am Ende des Berichtszeitraums

Material O : für andere Zwecke eingesetztes Material (Weiterbeförderung oder Wiederverkauf).

Sollte eine Bestimmung der Variablen „Material S“ und „Material E“ durch direkte Messung technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber diese beiden Größen schätzen

— anhand von Vorjahresdaten und der Korrelation mit der Produktionsmenge für den Berichtszeitraum — oder

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

Sollte eine Ermittlung der jährlichen Tätigkeitsdaten für ein exaktes Kalenderjahr technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber den nächstgeeigneten Arbeitstag wählen, um ein Berichtsjahr vom folgenden abzugrenzen. Etwaige Abweichungen für einen oder mehrere Stoffströme sind genau festzuhalten; sie bilden die Grundlage für einen das Kalenderjahr repräsentierenden Wert und sind auch im Folgejahr heranzuziehen.

5.5. EMISSIONSFAKTOREN

Emissionsfaktoren beruhen auf dem Kohlenstoffgehalt der Brenn- oder Einsatzstoffe und werden als tCO2/TJ (Emissionen aus der Verbrennung) bzw. als tCO2/t oder tCO2/Nm3 (Prozessemissionen) ausgedrückt.

Um höchste Transparenz und weitestgehende Übereinstimmung mit nationalen Treibhausgasinventaren zu erreichen, wird für Emissionen aus der Verbrennung die Angabe von Emissionsfaktoren in t CO2/t anstatt in t CO2/TJ auf Fälle begrenzt, in denen dem Anlagenbetreiber ansonsten unverhältnismäßig hohe Kosten entstehen würden.

Zur Umrechnung des Kohlenstoffes in den jeweiligen CO2-Wert wird der Faktor ( 7 )3,664 [t CO2/t C] zugrunde gelegt.

Emissionsfaktoren sowie die Vorgaben für die Ermittlung tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktoren sind in den Abschnitten 11 und 13 dieses Anhangs festgelegt.

Biomasse gilt als CO2-neutral. Daher findet auf Biomasse ein Emissionsfaktor von 0 [t CO2/TJ oder t oder Nm3] Anwendung. Abschnitt 12 dieses Anhangs enthält eine Liste verschiedener Materialtypen, die als Biomasse gelten.

Bei Brennstoffen oder Materialien, die sowohl fossilen als auch Biomasse-Kohlenstoff enthalten, findet ein gewichteter Emissionsfaktor Anwendung, der auf dem Anteil des fossilen Kohlenstoffs am Gesamtkohlenstoffgehalt des Brennstoffes beruht. Die Berechnung dieses Faktors muss transparent und in Einklang mit den Vorgaben und Verfahren gemäß Abschnitt 13 dieses Anhangs erfolgen.

Inhärentes CO2, das als Teil eines Brennstoffs (z. B. Gichtgas, Koksofengas oder Erdgas) in eine emissionshandelspflichtige Anlage weitergeleitet wird, wird in den Emissionsfaktor für diesen Brennstoff einbezogen.

Vorbehaltlich der Genehmigung durch die zuständige Behörde kann inhärentes CO2 aus einem Stoffstrom, das anschließend als Teil eines Brennstoffs aus einer Anlage weitergeleitet wird, von den Emissionen dieser Anlage subtrahiert werden, und zwar unabhängig davon, ob es an eine andere emissionshandelspflichtige Anlage abgegeben wird oder nicht. In jedem Fall ist das Ergebnis in Form eines Memo-Items zu melden. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission gemäß Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG mit, um welche Anlagen es sich handelt.

5.6. OXIDATIONS- UND UMSETZUNGSFAKTOREN

Für Emissionen aus der Verbrennung wird ein Oxidationsfaktor bzw. für Prozessemissionen ein Umsetzungsfaktor verwendet, um den im Prozess nicht oxidierten bzw. nicht umgewandelten Kohlenstoffanteil zu berücksichtigen. Bei Oxidationsfaktoren entfällt die Auflage, die höchste Ebene anzuwenden. Werden innerhalb einer Anlage unterschiedliche Brennstoffe verwendet und werden tätigkeitsspezifische Oxidationsfaktoren berechnet, so kann der Anlagenbetreiber vorbehaltlich der Genehmigung der zuständigen Behörde einen aggregierten Oxidationsfaktor für die betreffende Tätigkeit definieren und diesen auf alle Brennstoffe anwenden oder er kann die unvollständige Oxidation einem emissionsstarken Brennstoffstrom zuordnen und auf die anderen den Wert 1 anwenden, es sei denn, es wird Biomasse verwendet.

5.7. WEITERGELEITETES CO2

Vorbehaltlich der Genehmigung der zuständigen Behörde können Anlagenbetreiber CO2, das nicht aus einer Anlage freigesetzt, sondern als Reinsubstanz an eine andere Anlage weitergeleitet oder direkt in Produkten oder als Einsatzmaterial verwendet bzw. gebunden wird, von den ermittelten Emissionen subtrahieren, sofern sich diese Subtraktion in einer entsprechenden Reduktion in Bezug auf die Tätigkeit und die Anlage widerspiegelt, die der betreffende Mitgliedstaat in seinem nationalen Inventar dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen vorlegt. Die betreffende Menge CO2 ist in Form eines Memo-Items zu melden. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission gemäß Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG mit, um welche Anlagen es sich handelt. Bei „weitergeleitetem CO2“ kann es sich u. a. handeln um

— reines CO2, das als Kohlensäure Getränken beigesetzt wird;

— reines CO2, das als Trockeneis für Kühlzwecke eingesetzt wird;

— reines CO2, das als Löschmittel, Kühlmittel oder Laborgas eingesetzt wird;

— reines CO2, das zur Entwesung von Getreide eingesetzt wird,

— reines CO2, das in der chemischen und in der Lebensmittelindustrie als Lösemittel eingesetzt wird;

— CO2, das in Produkten oder als Einsatzmaterial für die chemische und Zellstoffindustrie eingesetzt und gebunden wird (z. B. für Harnstoff oder gefällte Karbonate) und

— Karbonat, das im sprühgetrockneten Absorptionsprodukt (spray-dried absorption product, SDAP) bei der quasi-trockenen Abgaswäsche gebunden wird.

Die Masse des jährlich weitergeleiteten CO2 oder Karbonats wird mit einer maximalen Unsicherheit von weniger als 1,5 % bestimmt, und zwar entweder direkt anhand von Volumen- und Massenstrommessgeräten oder durch Wiegen oder indirekt aus der Masse des jeweiligen Produktes (z. B. Karbonat oder Harnstoff), soweit relevant und angemessen.

In Fällen, in denen ein Teil des weitergeleiteten CO2 aus Biomasse generiert wurde, oder wenn eine Anlage nur zum Teil unter die Richtlinie 2003/87/EG fällt, subtrahiert der Anlagenbetreiber nur den Teil der Masse des weitergeleiteten CO2, der aus fossilen Brennstoffen und Materialien stammt, die bei unter die Richtlinie fallenden Tätigkeiten eingesetzt werden. Die jeweiligen Zuordnungsmethoden, bei denen es sich um konservative Methoden handeln muss, müssen von der zuständigen Behörde genehmigt werden.

6. MESSMETHODIK

6.1. ALLGEMEINES

▼M1

Wie bereits in Abschnitt 4.2 erläutert, können Emissionen von Treibhausgasen an allen oder ausgewählten Emissionsquellen durch kontinuierliche Emissionsmesssysteme (KEMS) ermittelt werden, wobei nach standardisierten oder anerkannten Methoden vorzugehen ist. Voraussetzung ist, dass der Anlagenbetreiber vor Beginn des Berichtszeitraums von der zuständigen Behörde die Bestätigung erhalten hat, dass kontinuierliche Messung nachweislich genauere Ergebnisse erzielt als die Berechnung auf Basis der höchsten Genauigkeitsebenen. Die Anhänge XII und XIII dieser Leitlinien enthalten genaue Vorgaben für Messmethoden. Die Mitgliedstaaten teilen der EU-Kommission gemäß Artikel 21 der Richtlinie 2003/87/EG mit, welche Anlagen als Teil ihres Monitoring-Konzepts kontinuierliche Messsysteme anwenden.

▼B

Die Messung von Konzentrationen sowie von Massen- oder Volumenströmen erfolgt, soweit verfügbar, nach einer genormten Methode, die systematische Fehler bei Probenahme und Messung begrenzt und deren Messunsicherheit bekannt ist. Soweit vorhanden, sind CEN-Normen (d. h. Normen des Europäischen Komitees für Normung) anzuwenden. Sind keine CEN-Normen vorhanden, kann auf geeignete ISO-Normen (d. h. Normen der Internationalen Organisation für Normung) oder nationale Normen zurückgegriffen werden. Gibt es keine gültige Norm, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis (Best Practice) entsprechen.

Beispiele für einschlägige ISO-Normen:

— ISO 12039:2001 „Emissionen aus stationären Quellen — Bestimmung von Kohlenmonoxid, Kohlendioxid und Sauerstoff — Verfahrenskenngrößen und Kalibrieren automatischer Messsysteme“;

— ISO 10396:2006 „Emissionen aus stationären Quellen — Probenahme für die automatische Bestimmung von Gaskonzentrationen“;

— ISO 14164:1999 „Emissionen aus stationären Quellen — Bestimmung des Volumenstromes von strömenden Gasen in Leitungen — Automatisches Verfahren“.

Der Biomasseanteil der gemessenen CO2-Emissionen wird anhand von Berechnungen ermittelt und aus den Gesamtemissionen herausgerechnet. Das Ergebnis ist in Form eines Memo-Items mitzuteilen (siehe Abschnitt 14 dieses Anhangs).

6.2. EBENEN FÜR MESSMETHODEN

▼M1

Der Anlagenbetreiber muss für jede Emissionsquelle, die in der Genehmigung für die Emission von Treibhausgasen aufgelistet ist und für die Treibhausgasemissionen durch KEMS bestimmt werden, stets die höchsten Ebenen gemäß den Anhängen XII und XIII wählen.

▼B

Nur wenn der zuständigen Behörde glaubhaft nachgewiesen werden kann, dass die höchste Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen würde, kann für die betreffende Emissionsquelle auf die nächst niedrigere Ebene zurückgegriffen werden. Folglich muss die gewählte Ebene für jede Emissionsquelle stets die höchste Genauigkeit reflektieren, die technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht. Das gewählte Ebenenkonzept muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden (siehe Abschnitt 4.3).

▼M1

Für den Berichtszeitraum 2008-2012 ist für CO2-Emissionen zumindest Ebene 2 gemäß Anhang XII und sind für N2O-Emissionen die Mindestebenen gemäß Anhang XIII anzuwenden, sofern dies technisch machbar ist.

▼B

6.3. WEITERE VERFAHREN UND ANFORDERUNGEN

▼M1

a) Häufigkeit der Probenahmen

Gemäß den Anhängen XII und XIII werden (gegebenenfalls) für alle Parameter der Emissionsermittlung Stundenmittelwerte („gültige Stundendaten“) errechnet, wobei alle in der betreffenden Stunde ermittelten Einzelwerte verwendet werden. Ist ein Gerät während der betreffenden Stunde zeitweilig gestört oder außer Betrieb, so wird der Stundenmittelwert anhand der verbliebenen Einzelwerte dieser Stunde errechnet. Können für einen Parameter der Emissionsermittlung keine gültigen Stundendaten errechnet werden, weil weniger als 50 % der maximal möglichen Einzelmessungen je Stunde vorliegen, gilt die Stunde als verloren. Wann immer keine gültigen Stundendaten errechnet werden können, sind nach Maßgabe dieses Abschnitts Ersatzwerte zu berechnen.

▼B

b) Fehlende Daten

Können für ein oder mehrere Parameter der Emissionsermittlung keine gültigen Stundendaten errechnet werden, weil das Gerät gestört (z. B. wegen Kalibrier- oder Interferenzfehlern) oder außer Betrieb ist, so bestimmt der Anlagenbetreiber für jede fehlende Messstunde Ersatzwerte nach folgendem Schema:

i) Konzentrationen

Können für einen direkt als Konzentration gemessenen Parameter (z. B. THG, O2) keine gültigen Stundendaten aufgezeichnet werden, so wird ein Ersatzwert C*subst für die betreffende Stunde wie folgt berechnet:

wobei:

= das arithmetische Mittel der Konzentration des betreffenden Parameters,

σ C _= die bestmögliche Schätzung der Standardabweichung der Konzentration des betreffenden Parameters.

Arithmetisches Mittel und Standardabweichung sind am Ende des Berichtszeitraums anhand des gesamten Satzes an Emissionsdaten zu berechnen, die während des Berichtszeitraums gemessen wurden. Entfällt ein Zeitraum wegen grundlegenden technischen Veränderungen innerhalb der Anlage, so wird mit der zuständigen Behörde ein (möglichst einjähriger) repräsentativer Zeitrahmen vereinbart.

Die Berechnung des arithmetischen Mittels und der Standardabweichung ist der Prüfstelle vorzulegen.

ii) Andere Parameter

Können für nicht direkt als Konzentration gemessene Parameter keine gültigen Stundendaten ermittelt werden, so werden die Ersatzwerte für diese Parameter nach dem Massenbilanzansatz oder der Energiebilanzmethode für den Prozess berechnet. Zur Bestätigung der Ergebnisse werden die anderen gemessenen Parameter der Emissionsermittlung herangezogen.

Der Massenbilanzansatz bzw. die Energiebilanzmethode und die ihnen zugrunde liegenden Annahmen sind genau zu dokumentieren und der Prüfstelle zusammen mit den Berechnungsergebnissen vorzulegen.

c) Flankierende Emissionsberechnung

▼M1

Flankierend zur Emissionsermittlung durch Messung gemäß den Anhängen XII und XIII werden die Jahresemissionen der betreffenden THG nach einer der folgenden Berechnungsmethoden bestimmt:

▼B

a) Berechnung nach Maßgabe des für die jeweilige Tätigkeit geltenden Anhangs, wobei für die Emissionsberechnung generell niedrigere Ebenen (d. h. zumindest jedoch Ebene 1) angewandt werden können; oder

b) Berechnung nach Maßgabe der IPCC-Leitlinien von 2006, z. B. nach Methoden der Ebene 1.

Zwischen den Ergebnissen aus Mess- und Berechnungsansatz können Abweichungen auftreten. Der Anlagenbetreiber prüft die Abweichungen zwischen Mess- und Berechnungsergebnissen und berücksichtigt dabei, dass die Abweichung durch die Anwendung zweier verschiedener Methoden bedingt sein kann. Unter Berücksichtigung dieser Abweichung verwenden die Anlagenbetreiber die Berechnungsergebnisse, um die Messergebnisse gegen zu prüfen.

Der Anlagenbetreiber ermittelt und übermittelt im jährlichen Emissionsbericht relevante Daten, soweit sie vorliegen, oder bestmögliche Schätzungen für Tätigkeitsdaten, untere Heizwerte, Emissionsfaktoren, Oxidationsfaktoren und andere Parameter, die zur Ermittlung von Emissionen gemäß den Anhängen II bis XI herangezogen werden; ggf. wird dabei auf Laboranalysen zurückgegriffen. Die jeweiligen Ansätze sowie die gewählte Methode zur flankierenden Berechnung sind im Monitoringkonzept festzulegen und müssen von der zuständigen Behörde genehmigt werden.

▼M1

Wird beim Vergleich mit den Berechnungsergebnissen klar, dass die Messergebnisse nicht stichhaltig sind, so greift der Anlagenbetreiber auf die in diesem Abschnitt vorgesehenen Ersatzwerte zurück (außer im Falle der Überwachung gemäß Anhang XIII).

▼B

7. UNSICHERHEITSBEWERTUNG

7.1. BERECHNUNG

Dieser Abschnitt gilt vorbehaltlich der Regelungen von Abschnitt 16 dieses Anhangs. Der Anlagenbetreiber muss sich bei der Emissionsberechnung über die wichtigsten Unsicherheitsquellen im Klaren sein.

Nach Maßgabe der Berechnungsmethode gemäß Abschnitt 5.2 hat die zuständige Behörde die Ebenenkombination für die einzelnen Stoffströme der betreffenden Anlage wie auch alle anderen Details der Überwachungsmethode für die Anlage, wie sie aus der Emissionsgenehmigung der Anlage hervorgehen, genehmigt. Dabei hat die zuständige Behörde auch den Unsicherheiten zugestimmt, die sich aus der korrekten Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode direkt ergeben, und dies in der Genehmigung vermerkt. Die Angabe der Ebenenkombination im Emissionsbericht gilt als Berichterstattung über die Unsicherheit im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG. Folglich werden bei der Quantifizierung von Emissionen auf Basis der vorgegebenen Berechnungsmethoden keine weiteren Anforderungen in Bezug auf die Meldung von Unsicherheiten gestellt.

Die Unsicherheit, die für die im Rahmen des Ebenenkonzepts angewandten Messeinrichtungen ermittelt wird, umfasst die angegebene Unsicherheit der eingesetzten Messgeräte, Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung sowie alle weiteren Unsicherheiten, die sich aus dem Einsatz der Messgeräte in der Praxis ergeben. Die im Rahmen des Ebenenkonzeptes vorgegebenen Schwellenwerte beziehen sich auf die Unsicherheit in Bezug auf den Wert für einen Berichtszeitraum.

Für kommerzielle Brennstoffe bzw. kommerzielle Materialien kann die zuständige Behörde genehmigen, dass der Anlagenbetreiber den jährlichen Brennstoff-/Materialstrom ausschließlich auf der Grundlage der in Rechnung gestellten Brennstoff- bzw. Materialmenge bestimmt, ohne dass damit verbundene Unsicherheiten einzeln nachgewiesen werden müssen, vorausgesetzt, durch nationale Rechtsvorschriften oder die nachweisliche Anwendung maßgeblicher nationaler oder internationaler Normen ist gewährleistet, dass im Handelsgeschäft die jeweiligen Unsicherheitsanforderungen für Tätigkeitsdaten erfüllt sind.

In allen anderen Fällen ist der Anlagenbetreiber gehalten, den Unsicherheitsgrad im Zusammenhang mit der Bestimmung von Tätigkeitsdaten für jeden Stoffstrom schriftlich zu belegen, um Übereinstimmung mit den in den Anhängen II-XI dieser Monitoring-Leitlinien festgelegten Unsicherheitsschwellen nachzuweisen. Die Anlagenbetreiber stützen ihre Berechnungen auf die Spezifikationen der Messgerätehersteller. Liegen keine Spezifikationen vor, so veranlasst der Anlagenbetreiber, dass eine Unsicherheitsbewertung für das Messinstrument vorgenommen wird. Dabei berücksichtigt er in beiden Fällen notwendige Korrekturen dieser Spezifikationen, die im Zuge der praktischen Anwendung des Geräts durch Alterung, Umgebungsbedingungen, Kalibrierung und Wartung möglicherweise erforderlich werden. Diese Korrekturen können mit einer konservativen Sachverständigenbeurteilung einhergehen.

Soweit Messsysteme angewandt werden, tragen die Anlagenbetreiber der kumulativen Wirkung aller Komponenten des Messsystems auf die Unsicherheit der jährlichen Tätigkeitsdaten mit Hilfe des Fehlerfortpflanzungsgesetzes ( 8 ) Rechnung, das zwei geeignete Regeln für das Kombinieren unkorrelierter Unsicherheiten bei Addition und Multiplikation oder für das Erreichen konservativer Angleichungen enthält, soweit voneinander abhängige Unsicherheiten auftreten:

a) bei Unsicherheit einer Summe (z. B. einzelne Beiträge zu einem Jahreswert):

bei unabhängigen Unsicherheiten:

bei voneinander abhängigen Unsicherheiten:

wobei

Utotal: die Unsicherheit der Summe, ausgedrückt als Prozentsatz;

xi und Ui: die unsicheren Größen bzw. der Prozentsatz der mit ihnen assoziierten Unsicherheiten.

b) bei Unsicherheit eines Produktes (z. B. unterschiedlicher Parameter, die zur Umrechnung eines Messergebnisses in Massenstromdaten verwendet werden):

bei unabhängigen Unsicherheiten:

bei voneinander abhängigen Unsicherheiten:

wobei

Utotal: die Unsicherheit des Produktes, ausgedrückt als Prozentsatz;

Ui: der Prozentsatz der mit den einzelnen Größen assoziierten Unsicherheiten.

Der Anlagenbetreiber ist gehalten, in seinem Emissionsbericht die verbleibenden Unsicherheiten für die Emissionsdaten im Verfahren zur Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle zu behandeln und zu verringern. Im Rahmen der Prüfung kontrolliert die Prüfstelle die korrekte Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode und bewertet ferner die Handhabung bzw. Reduzierung der verbleibenden Unsicherheiten im Rahmen des vom Anlagenbetreiber angewandten Verfahrens zur Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle.

7.2. MESSUNG

▼M1

Wie bereits in Abschnitt 4.2 beschrieben, kann ein Anlagenbetreiber die Anwendung der Messmethodik dadurch begründen, dass diese zuverlässig eine niedrigere Unsicherheit in sich birgt als die entsprechende Berechnungsmethodik (siehe Abschnitt 4.2) oder er muss eine Messmethode gemäß Anhang XIII anwenden. Um der zuständigen Behörde diesen Nachweis zu erbringen, melden die Anlagenbetreiber die quantitativen Ergebnisse einer umfassenderen Unsicherheitsanalyse, wobei unter Berücksichtigung von EN 14181 folgenden Unsicherheitsquellen Rechnung getragen wird:

▼B

— der spezifizierten Unsicherheit der Geräte für kontinuierliche Messungen;

— den Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung;

— weiteren Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Art der Anwendung der Überwachungsinstrumente in der Praxis.

Auf Basis der Begründung des Anlagenbetreibers kann die zuständige Behörde den Einsatz eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung für bestimmte oder alle Emissionsquellen innerhalb der Anlage wie auch alle anderen Details der für diese Emissionsquelle angewandten Überwachungsmethode, wie sie in der Emissionsgenehmigung der Anlage enthalten sein müssen, genehmigen. Auf diese Weise hat die zuständige Behörde den Unsicherheiten zugestimmt, die sich direkt aus der korrekten Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode ergeben; der Beleg dieser Anerkennung ist der Inhalt der Genehmigung.

Der Anlagenbetreiber verwendet den Unsicherheitswert, der sich aus dieser ersten umfassenden Unsicherheitsbewertung ergibt, für die betreffenden Emissionsquellen und Stoffströme so lange in seinem jährlichen Emissionsbericht an die zuständige Behörde, bis die zuständige Behörde seine Entscheidung für die Messung und gegen die Berechnung überprüft und eine Neuberechnung des Unsicherheitswertes anfordert. Die Angabe dieses Unsicherheitswertes im Emissionsbericht gilt als Meldung einer Unsicherheit im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG.

Der Anlagenbetreiber ist gehalten, die verbleibenden Unsicherheiten für die Emissionsdaten in seinem Emissionsbericht im Verfahren zur Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle zu behandeln und zu verringern. Im Rahmen der Prüfung kontrolliert die Prüfstelle die korrekte Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode und bewertet ferner die Handhabung bzw. Reduzierung der verbleibenden Unsicherheiten im Rahmen des vom Anlagenbetreiber angewandten Verfahrens zur Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle.

8. BERICHTERSTATTUNG

Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG regelt die Anforderungen an die Berichterstattung für Anlagen. Das in Abschnitt 14 dieses Anhangs vorgesehene Format des Berichts und die erforderlichen Angaben dienen als Grundlage für die Meldung quantitativer Daten, es sei denn, die EU-Kommission hat ein gleichwertiges Standardprotokoll für die elektronische Übermittlung des jährlichen Emissionsberichts veröffentlicht.

Der Emissionsbericht erstreckt sich auf die Jahresemissionen eines Kalenderjahres in einem Berichtszeitraum.

Der Bericht ist nach den von den Mitgliedstaaten gemäß Anhang V der Richtlinie 2003/87/EG festgelegten Verfahrensvorschriften zu prüfen. Die Anlagenbetreiber haben der zuständigen Behörde bis zum 31. März jeden Jahres einen geprüften Bericht über die Emissionen des Vorjahres vorzulegen.

Die Emissionsberichte, die der zuständigen Behörde vorliegen, werden von dieser gemäß der Richtlinie 2003/4/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. Januar 2003 über den Zugang der Öffentlichkeit zu Umweltinformationen und zur Aufhebung der Richtlinie 90/313/EWG des Rates ( 9 ) veröffentlicht. Was die Anwendung der Ausnahmeregelung gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe d) der Richtlinie anbelangt, so können die Anlagenbetreiber in ihren Emissionsberichten Angaben, die sie für sensible Geschäftsinformationen halten, entsprechend kennzeichnen.

Jeder Anlagenbetreiber muss in einem Bericht über eine Anlage Folgendes mitteilen:

(1) Angaben zur Anlage im Sinne von Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG und die eindeutige Genehmigungsnummer der Anlage;

(2) für alle Emissionsquellen und/oder Stoffströme: die Gesamtemissionen, den gewählten Ansatz (Messung oder Berechnung), die gewählten Ebenen sowie ggf. die gewählte Methode, Tätigkeitsdaten ( 10 ), Emissionsfaktoren ( 11 ) und Oxidations-/Umsetzungsfaktoren ( 12 ). Die folgenden Informationen, deren Angabe nicht unter „Emissionen“ vorgesehen ist, sind in Form von Memo-Items zu melden: Mengen der verbrannten Biomasse [TJ] bzw. der in Prozessen eingesetzten Biomasse [t oder Nm3]; CO2-Emissionen [t CO2] aus Biomasse, sofern die Emissionsermittlung durch Messung erfolgt; aus einer Anlage weitergeleitetes CO2 [t CO2]; die Anlage als Teil eines Brennstoffs verlassendes inhärentes CO2;

(3) beziehen sich Emissionsfaktoren und Tätigkeitsdaten für Brennstoffe auf die Masse und nicht auf den Energiegehalt, so teilt der Anlagenbetreiber für den durchschnittlichen jährlichen unteren Heizwert und Emissionsfaktor für die einzelnen Brennstoffe zusätzliche Proxywerte mit. „Proxywerte“ sind — empirisch oder durch anerkannte Quellen untermauerte — Jahreswerte, mit denen Werte für Variablen (z. B. Brennstoff-/Materialstrom, unterer Heizwert oder Emissions-, Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren), die für die Standardberechnung gemäß den Anhängen I-XI erforderlich sind, eingesetzt werden, um eine vollständige Berichterstattung zu gewährleisten, wenn die Überwachungsmethode nicht alle erforderlichen Variablen hervorbringt;

(4) bei Anwendung eines Massenbilanzansatzes Angaben zu den Massenströmen, dem Kohlenstoff- und Energiegehalt eines jeden Brennstoff- und Stoffstroms in die bzw. aus der Anlage, einschließlich Änderungen des Lagerbestandes;

(5) bei kontinuierlicher Emissionsüberwachung (Anhang XII) teilen die Anlagenbetreiber die fossilen CO2-Jahresemissionen sowie alle CO2-Emissionen aus der Verwendung von Biomasse mit. Sie übermitteln ferner ergänzende Proxywerte für den durchschnittlichen jährlichen unteren Heizwert und Emissionsfaktor für die einzelnen Brennstoffe oder diesbezügliche andere relevante Parameter für Materialien und Produkte, die durch flankierende Berechnungen bestätigt wurden;

(6) wird auf ein Fall-back-Konzept im Sinne von Abschnitt 5.3 zurückgegriffen, so übermitteln die Anlagenbetreiber ergänzende Proxywerte zu jedem Parameter, für den das Konzept die gemäß den Anhängen I bis XI erforderlichen Daten nicht erbringt;

(7) werden Brennstoffe eingesetzt, Emissionen jedoch als Prozessemissionen berechnet, so übermitteln die Anlagenbetreiber ergänzende Proxywerte zu den diesbezüglichen Variablen der Standardemissionsberechnung von Verbrennungsemissionen für diese Brennstoffe;

(8) Angaben zu zeitweiligen oder dauerhaften Änderungen in Bezug auf die gewählten Ebenen, die Gründe für die Änderungen sowie Beginn und Ende der zeitweiligen Änderungen;

(9) Angaben zu allen anderen Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für den Emissionsbericht von Belang sind.

Die Angaben zu den Punkten 8 und 9 und die ergänzenden Informationen zu Punkt 2 eignen sich nicht zur Vorlage in tabellarischer Form; sie sind im jährlichen Emissionsbericht daher in normalem Textformat zu übermitteln.

Brennstoffe und die resultierenden Emissionen sind in Form von IPCC-Brennstoffkategorien (siehe Abschnitt 11 dieses Anhangs) mitzuteilen, die auf den diesbezüglichen Definitionen der Internationalen Energie-Agentur beruhen. Für den Fall, dass der für den Anlagenbetreiber relevante Mitgliedstaat eine Liste von Brennstoffkategorien, einschließlich Definitionen und Emissionsfaktoren, veröffentlicht hat, die dem letzten Nationalen Treibhausgasinventar, das dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde, entsprechen, sind diese Kategorien und ihre Emissionsfaktoren zu verwenden, sofern sie für die einschlägige Überwachungsmethode genehmigt wurden.

Ferner sind Abfallarten und Emissionen mitzuteilen, die bei der Verwendung von Abfällen als Brenn- oder Einsatzstoffe entstehen. Die Abfallarten sind unter Verwendung der Klassifikation des „Europäischen Abfallverzeichnisses“ gemäß der Entscheidung 2000/532/EG der Kommission vom 3. Mai 2000 zur Ersetzung der Entscheidung 94/3/EG über ein Abfallverzeichnis gemäß Artikel 1 Buchstabe a) der Richtlinie 75/442/EWG des Rates über Abfälle und der Entscheidung 94/904/EG des Rates über ein Verzeichnis gefährlicher Abfälle im Sinne von Artikel 1 Absatz 4 der Richtlinie 91/689/EWG über gefährliche Abfälle ( 13 ) zu übermitteln. Der jeweilige sechsstellige Code ist den Bezeichnungen der Abfallarten nachzustellen, die in der Anlage verwendet werden.

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

▼M1

Emissionen werden gerundet in Tonnen CO2 oder CO2(Ä) mitgeteilt (Beispiel: 1 245 978 Tonnen). Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren und Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren sind so zu runden, dass die Werte nur für die Emissionsberechnung bzw. die Berichterstattung signifikante Stellen aufweisen.

▼B

Um Übereinstimmung der gemäß der Richtlinie 2003/87/EG mitgeteilten Daten mit den Daten, die die Mitgliedstaaten im Rahmen der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermitteln, sowie mit anderen Emissionsdaten, die im Rahmen des Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregisters (EPRTR) übermittelt werden, zu gewährleisten, sind alle in einer Anlage durchgeführten Tätigkeiten mit den Codes der beiden folgenden Berichterstattungssysteme auszuweisen:

a) dem Code des „Common Reporting Format“ für nationale Treibhausgasinventare, das von den zuständigen Stellen der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen angenommen wurde (siehe Abschnitt 15.1 dieses Anhangs);

b) dem IPPC-Code gemäß Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 166/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Januar 2006 über die Schaffung eines Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregisters (siehe Abschnitt 15.2 dieses Anhangs).

9. AUFBEWAHRUNG VON INFORMATIONEN

Die Anlagenbetreiber dokumentieren und archivieren die Daten aus der Überwachung der Treibhausgasemissionen der Anlage aus sämtlichen Quellen und/oder Brennstoff-/Materialströmen, die im Zusammenhang mit den in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannten Tätigkeiten entstehen.

Die dokumentierten und archivierten Überwachungsdaten müssen ausreichen, um den jährlichen Emissionsbericht, den der Betreiber der Anlage gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie 2003/87/EG vorlegt, nach den Kriterien gemäß Anhang V der Richtlinie prüfen zu können.

Daten, die nicht Teil des jährlichen Emissionsberichts sind, müssen nicht mitgeteilt oder anderweitig veröffentlicht werden.

Damit die Prüfstelle oder sonstige Dritte die Emissionsbestimmung nachvollziehen können, bewahren die Anlagenbetreiber nach der Übermittlung des Berichts an die zuständige Behörde gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie 2003/87/EG für jedes Berichtsjahr die folgenden Informationen mindestens zehn Jahre lang auf:

Bei Emissionsberechnung:

— die Liste aller überwachten Stoffströme;

— die Tätigkeitsdaten, die für die Berechnung der Emissionen aus den einzelnen Stoffströmen herangezogen wurden, aufgeschlüsselt nach Prozessen und Brennstoff-/Materialarten;

— die Dokumente, die die Wahl der Überwachungsmethode begründen, sowie entsprechende Nachweise für zeitlich begrenzte bzw. dauerhafte Änderungen der Überwachungsmethoden und Ebenenkonzepte, wie sie von der zuständigen Behörde genehmigt wurden;

— Unterlagen zur Überwachungsmethode und den Ergebnissen der Ermittlung der tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren und Biomasseanteilen für bestimmte Brennstoffe sowie von Oxidations- bzw. Umsetzungsfaktoren, mit entsprechendem Nachweis der Genehmigung durch die zuständige Behörde;

— Dokumentation des Verfahrens zur Ermittlung von Tätigkeitsdaten für die Anlage und ihre Stoffströme;

— Tätigkeitsdaten, Emissions-, Oxidations- bzw. Umsetzungsfaktoren, die der zuständigen Behörde zur Erstellung des nationalen Zuteilungsplans für die Jahre vor der geltenden Handelsperiode übermittelt wurden;

— Dokumentation der im Zusammenhang mit der Emissionsüberwachung festgelegten Zuständigkeiten;

— den jährlichen Emissionsbericht sowie

— alle anderen Informationen, die für die Prüfung des jährlichen Emissionsberichts erforderlich sind.

Bei Emissionsmessung müssen zusätzlich die folgenden Informationen aufbewahrt werden:

— die Liste aller überwachten Emissionsquellen;

— Dokumente, die die Entscheidung zugunsten der Messmethodik begründen;

— die Daten, die für die Unsicherheitsanalyse der Emissionen aus den einzelnen Quellen herangezogen wurden, aufgeschlüsselt nach Prozessen;

— die Daten, die für flankierende Berechnungen verwendet wurden;

— eine detaillierte technische Beschreibung des Systems der kontinuierlichen Emissionsmessung, mit Nachweis der Genehmigung durch die zuständige Behörde;

— rohe und aggregierte Daten des kontinuierlichen Messsystems, einschließlich einer Dokumentation aller Veränderungen (mit Zeitabfolge), Testprotokolle, Stillstandszeiten, Kalibrierungen, Service- und Wartungsarbeiten;

— Dokumentation aller Änderungen am Messsystem.

10. KONTROLLE UND PRÜFUNG

Die Kontrolle und Prüfung von Emissionen erfolgen vorbehaltlich des Abschnitts 16 dieses Anhangs.

10.1. DATENERHEBUNG UND DATENVERWALTUNG

Zur Überwachung und Meldung von Treibhausgasemissionen in Einklang mit dem genehmigten Monitoringkonzept, der Emissionsgenehmigung und den vorliegenden Monitoring-Leitlinien errichtet, dokumentiert, implementiert und unterhält der Anlagenbetreiber ein effizientes Datenerhebungs- und Datenverwaltungssystem. Diese Datenflussaktivitäten umfassen das Messen, Überwachen, Analysieren, Aufzeichnen, Auswerten und Berechnen von Parametern mit dem Ziel, über die Treibhausgasemissionen Bericht erstatten zu können.

10.2. KONTROLLSYSTEM

Die Anlagenbetreiber errichten, dokumentieren, implementieren und unterhalten ein effizientes Kontrollsystem, das gewährleistet, dass der auf Basis der Datenflusstätigkeiten erstellte jährliche Emissionsbericht keine Falschangaben enthält und mit dem genehmigten Monitoringkonzept, der Emissionsgenehmigung und den vorliegenden Monitoring-Leitlinien in Einklang steht.

Das Kontrollsystem des Anlagenbetreibers umfasst die Prozesse, die für eine wirksame Überwachung und Berichterstattung erforderlich sind, wie sie von den für die jährlichen Emissionsberichte Verantwortlichen konzipiert und umgesetzt werden. Das Kontrollsystem besteht aus folgenden Komponenten:

a) eine Bewertung der inhärenten Risiken und Kontrollrisiken durch den Anlagenbetreiber in Bezug auf Fehler, Falschdarstellungen oder Unterlassungen (Falschangaben) im jährlichen Emissionsbericht und etwaiger Nichtkonformitäten gegenüber dem genehmigten Monitoringkonzept, der Emissionsgenehmigung und den vorliegenden Monitoring-Leitlinien;

b) Kontrolltätigkeiten, die dazu beitragen, festgestellte Risiken zu mindern.

Der Anlagenbetreiber bewertet und verbessert sein Kontrollsystem, um sicherzustellen, dass der jährliche Emissionsbericht keine wesentlichen Falschangaben oder wesentlichen Nichtkonformitäten enthält. Diese Bewertung umfasst interne Prüfungen des Systems als solchem und der berichteten Daten. Das Kontrollsystem kann sich auf andere Verfahren und Dokumente stützen, die u. a. im Gemeinschaftssystem für Umweltmanagement und Umweltbetriebsprüfung (EMAS), der ISO-Norm 14001:2004 („Umweltmanagementsysteme — Spezifikation zur Anleitung zur Anwendung“), der ISO-Norm 9001:2000 und in Finanzkontrollsystemen vorgesehen sind. Im diesem Falle trägt der Anlagenbetreiber dafür Sorge, dass den Anforderungen des genehmigten Monitoringkonzepts, der Emissionsgenehmigung und der vorliegenden Monitoring-Leitlinien in dem jeweils angewandten System Rechnung getragen wird.

10.3. KONTROLLTÄTIGKEITEN

Zur Kontrolle und Minderung von inhärenten Risiken und Kontrollrisiken im Sinne von Kapitel 10.2 definiert und implementiert der Anlagenbetreiber seine Kontrolltätigkeiten nach den Verfahrensvorschriften der Abschnitte 10.3.1 bis 10.3.6.

10.3.1. VERFAHREN UND ZUSTÄNDIGKEITEN

Der Anlagenbetreiber verteilt für sämtliche Datenfluss- und Kontrollaktivitäten entsprechende Zuständigkeiten. Kollidierende Aufgaben, einschließlich Datenverarbeitungs- und Kontrollaktivitäten, werden wann immer möglich, getrennt. Falls dies nicht möglich ist, werden alternative Kontrollen vorgesehen.

Der Anlagenbetreiber dokumentiert die Datenflussaktivitäten gemäß Abschnitt 10.1 und die Kontrollaktivitäten gemäß den Abschnitten 10.3.2 bis 10.3.6, einschließlich

— der Abfolge und das Zusammenwirken von Datenerhebungs- und Datenverwaltungstätigkeiten gemäß Abschnitt 10.1 und der angewandten Berechnungs- bzw. Messmethoden;

— der Risikobewertung von Definitionen und Bewertungen des Kontrollsystems gemäß Abschnitt 10.2;

— der Verwaltung der erforderlichen Kompetenzen für die Zuständigkeiten gemäß Abschnitt 10.3.1;

— der Qualitätssicherung der Messeinrichtungen und (ggf.) der angewandten Informationstechnologie gemäß Abschnitt 10.3.2;

— der internen Überprüfung der mitgeteilten Daten gemäß Abschnitt 10.3.3;

— der ausgelagerten Prozesse gemäß Abschnitt 10.3.4;

— der Berichtigungen und Korrekturmaßnahmen gemäß Abschnitt 10.3.5;

— der Aufzeichnungen und Dokumentationen gemäß Abschnitt 10.3.6.

Jedes dieser Verfahren umfasst (gegebenenfalls) folgende Elemente:

— Zuständigkeiten;

— Aufzeichnungen (je nach Möglichkeit und Eignung in elektronischer Form oder in Papierform);

— (ggf.) angewandte Informationssysteme;

— Input und Output, mit genauer Bezugnahme auf die vorangegangene und die folgende Tätigkeit;

— (ggf.) Häufigkeit.

Die Verfahren müssen für die Minderung der identifizierten Risiken geeignet sein.

10.3.2. QUALITÄTSSICHERUNG

Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass alle maßgeblichen Messeinrichtungen, auch vor ihrer Verwendung, im Hinblick auf die gemäß Abschnitt 10.2 identifizierten Risiken in regelmäßigen Abständen kalibriert, justiert und kontrolliert sowie anhand von Messstandards kontrolliert werden, die auf international anerkannten Standards — so vorhanden — beruhen. Der Anlagenbetreiber hält im Monitoringkonzept fest, wenn bestimmte Teile der Messeinrichtungen nicht kalibriert werden können, und schlagen in diesem Falle alternative Kontrollen vor, die von der zuständigen Behörde genehmigt werden müssen. Stellt sich heraus, dass Messeinrichtungen den Anforderungen nicht entsprechen, so treffen die Anlagenbetreiber unverzüglich die erforderlichen Korrekturmaßnahmen. Aufzeichnungen über Kalibrier- und Authentifikationsergebnisse sind 10 Jahre lang aufzubewahren.

Soweit die Anlagenbetreiber Informationstechnologien, einschließlich Computer-Prozesskontrollen, anwenden, sind diese so zu konzipieren, zu dokumentieren, zu testen, zu implementieren, zu kontrollieren und zu unterhalten, dass eine verlässliche, genaue und zeitgerechte Datenverarbeitung gewährleistet ist, die den gemäß Abschnitt 10.2 identifizierten Risiken Rechnung trägt. Dies beinhaltet die vorschriftsmäßige Anwendung der im Monitoringkonzept vorgegebenen Berechnungsformeln. Zur Kontrolle von Informationstechnologien gehören Zugriffskontrolle, Back-up, Wiederherstellung von Daten, Kontinuitätsplanung und Sicherheit.

10.3.3. ÜBERPRÜFUNG UND VALIDIERUNG VON DATEN

Zur Handhabung des Datenflusses veranlasst der Anlagenbetreiber, dass die Daten entsprechend den gemäß Abschnitt 10.2 identifizierten Risiken überprüft und validiert werden. Die Validierung kann manuell oder elektronisch erfolgen. Sie ist so konzipiert, dass die Grenzen für die Zurückweisung von Daten, soweit möglich, von vornherein klar sind.

Einfache und wirkungsvolle Datenüberprüfungen lassen sich auf operationeller Ebene durch den Vergleich von Überwachungswerten nach vertikalen und horizontalen Ansätzen durchführen.

Beim vertikalen Ansatz werden die in einer Anlage überwachten Emissionsdaten verschiedener Jahre miteinander verglichen. Ein Überwachungsfehler ist wahrscheinlich, wenn sich Abweichungen zwischen den in den verschiedenen Jahren gemessenen Daten nicht erklären lassen durch

— Veränderungen im Tätigkeitsniveau;

— Veränderungen bei Brennstoffen oder Einsatzmaterialien;

— Veränderungen bei den Emissionen verursachenden Prozessen (z. B. bei Verbesserung der Energieeffizienz).

Beim horizontalen Ansatz werden Werte aus verschiedenen operationellen Datenerfassungssystemen miteinander verglichen:

— Vergleich von Daten über den Brennstoff- oder Materialankauf mit Daten über Bestandsänderungen (ausgehend von Informationen über Anfangs- und Endbestände) und Verbrauchsdaten zu den jeweiligen Stoffströmen;

— Vergleich von Emissionsfaktoren, die analysiert und berechnet oder vom Lieferanten bezogen wurden, mit nationalen oder internationalen Referenzemissionsfaktoren vergleichbarer Brennstoffe;

— Vergleich der anhand von Brennstoffanalysen ermittelten Emissionsfaktoren mit nationalen oder internationalen Referenzemissionsfaktoren vergleichbarer Brennstoffe;

— Vergleich gemessener mit berechneten Emissionen.

10.3.4. AUSGELAGERTE PROZESSE

Entscheidet sich ein Anlagenbetreiber, bestimmte Prozesse im Datenfluss auszulagern, so kontrolliert er die Qualität dieser Prozesse entsprechend den gemäß Abschnitt 10.2 identifizierten Risiken. Er legt angemessene Anforderungen in Bezug auf Ergebnisse und Methoden fest und überprüft die erzielte Qualität.

10.3.5. BERICHTIGUNGEN UND KORREKTURMASSNAHMEN

Soweit bestimmte Aspekte der Datenfluss- oder Kontrollaktivitäten (Gerät, Anlage, Mitarbeiter, Lieferant, Verfahren o.ä.) nicht reibungslos oder nur außerhalb vorgegebener Grenzen funktionieren, trifft der Anlagenbetreiber umgehend alle geeigneten Vorkehrungen, um die abgelehnten Daten zu berichtigen. Er prüft die Gültigkeit der Ergebnisse der jeweiligen Schritte, ermittelt die Hauptursache des Defekts oder Funktionsfehlers und trifft entsprechende Korrekturmaßnahmen.

Die in diesem Abschnitt vorgesehenen Tätigkeiten sind in Übereinstimmung mit Abschnitt 10.2 (risikoorientierter Ansatz) durchzuführen.

10.3.6. AUFZEICHNUNGEN UND DOKUMENTATION

Um Konformität nachweisen und gewährleisten sowie berichtete Emissionsdaten nachvollziehen zu können, bewahren die An