Entscheidung der Kommission

vom 29. Januar 2004

zur Festlegung von Leitlinien für Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2004) 130)

(Text von Bedeutung für den EWR)

(2004/156/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 Treibhausgasemissionen und eine entsprechende Berichterstattung gemäß diesen Leitlinien sind Voraussetzung für den Betrieb des mit der Richtlinie 2003/87/EG geschaffenen Systems für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten.

(2) Die in dieser Entscheidung beschriebenen Leitlinien enthalten detaillierte Kriterien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen, die infolge der in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten Tätigkeiten entstehen und die im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten spezifizierte Treibhausgase betreffen, wobei die in Anhang IV dieser Richtlinie dargelegten Prinzipien für die Überwachung und Berichterstattung als Grundlage dienen.

(3) Gemäß Artikel 15 der Richtlinie 2003/87/EG stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass die von den Betreibern vorgelegten Berichte anhand der Kriterien von Anhang V geprüft werden.

(4) Die Maßnahmen dieser Entscheidung stehen im Einklang mit der Stellungnahme des gemäß Artikel 8 des Beschlusses 93/389/EWG des Rates(2) eingesetzten Ausschusses -

HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN:

Artikel 1

Die Anhänge dieser Entscheidung enthalten die in Artikel 14 der Richtlinie 2003/87/EG genannten Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen aus den in Anhang I dieser Richtlinie aufgeführten Tätigkeiten.

Diese Leitlinien basieren auf den in Anhang IV dieser Richtlinie beschriebenen Prinzipien.

Artikel 2

Diese Entscheidung ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.

Brüssel, den 29 januari 2004.

Für die Kommission

Margot Wallström

Mitglied der Kommission

(1) ABl. L 275 vom 25.10.2003, S. 32.

(2) ABl. L 167 vom 9.7.1993, S. 31. Beschluss zuletzt geändert durch die Verordnung (EG) Nr. 1882/2003 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 284 vom 31.10.2003, S. 1).

Verzeichnis der Anhänge

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ANHANG I

Allgemeine Leitlinien

1. EINLEITUNG

Dieser Anhang enthält die allgemeinen Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Emissionen aus den in Anhang I der Richtlinie 2003/86/EG (im Folgenden "die Richtlinie") aufgeführten Tätigkeiten von für diese Tätigkeiten spezifizierten Treibhausgasen. Weitere Leitlinien in Bezug auf tätigkeitsspezifische Emissionen sind in den nachfolgenden Anhängen II bis XI definiert.

Die Kommission wird den vorliegenden Anhang sowie die Anhänge II bis XI zum 31. Dezember 2006 auf der Grundlage der Erfahrungen mit der Anwendung dieser Anhänge und eventueller Änderungen der Richtlinie 2003/87/EG überprüfen. Dabei wird ein Inkrafttreten der überarbeiteten Anhänge zum 1. Januar 2008 ins Auge gefasst.

2. BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

Im Sinne dieses Anhangs und der Anhänge II bis XI bezeichnet der Ausdruck

a) "Tätigkeiten" die in Anhang I der Richtlinie aufgeführten Tätigkeiten;

b) "tätigkeitsspezifisch" Eigenheiten, die für eine der in einer bestimmten Anlage durchgeführten Tätigkeiten spezifisch sind;

c) "Charge" eine bestimmte Brennstoff- oder Materialmenge, die als Einzellieferung oder kontinuierlich über einen bestimmten Zeitraum hinweg weitergeleitet wird. Chargen sind repräsentativen Probenahmen zu unterziehen und im Hinblick auf den durchschnittlichen Energie- und Kohlenstoffgehalt sowie andere relevante Aspekte der chemischen Zusammensetzung zu beschreiben;

d) "Biomasse" nicht fossile und biologisch abbaubare, organische Stoffe von Pflanzen, Tieren und Mikroorganismen. Dazu zählen auch Erzeugnisse, Nebenprodukte, Rückstände und Abfälle aus der Landwirtschaft, Forstwirtschaft und den damit verbundenen Industrien sowie der nicht fossile, biologisch abbaubare, organische Anteil industrieller und kommunaler Abfälle. "Biomasse" bezeichnet ferner Gase und Flüssigkeiten, die aus der Zersetzung nicht fossiler und biologisch abbaubarer, organischer Stoffe entstehen. Werden diese zur Energiegewinnung verbrannt, werden sie als Biomasse-Brennstoff bezeichnet;

e) "Emissionen aus der Verbrennung" Treibhausgasemissionen, die während der exothermen Reaktion eines Brennstoffs mit Sauerstoff entstehen;

f) "zuständige Behörde" die Einrichtung bzw. Einrichtungen, die in Übereinstimmung mit Artikel 18 der Richtlinie ernannt und mit der Umsetzung der Bestimmungen der vorliegenden Entscheidung betraut wurde(n);

g) "Emissionen" die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre aus Quellen in einer Anlage gemäß der Richtlinie;

h) "Treibhausgase" die in Anhang II der Richtlinie aufgeführten Gase;

i) "Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen" bzw. "Genehmigung" eine Genehmigung im Sinne von Artikel 4 der Richtlinie, die gemäß den Artikeln 5 und 6 der Richtlinie erteilt wird;

j) "Anlage" eine ortsfeste technische Einheit, in der eine oder mehrere der in Anhang I der Richtlinie genannten Tätigkeiten sowie andere unmittelbar damit verbundene Tätigkeiten durchgeführt werden, die mit den an diesem Standort durchgeführten Tätigkeiten in einem technischen Zusammenhang stehen und die im Sinne der Richtlinie Auswirkungen auf die Emissionen und die Umweltverschmutzung haben können;

k) "Grad der Gewissheit" das Maß, in dem sich die prüfende Instanz sicher ist, in ihrem Abschlussbericht belegen bzw. widerlegen zu können, dass die über eine Anlage vorgelegten Informationen insgesamt gesehen keine wesentlich falschen Angaben enthalten;

l) "Wesentlichkeit" die professionelle Einschätzung der prüfenden Instanz, ob Auslassungen, Falschdarstellungen oder Fehler in den zu einer Anlage übermittelten Informationen für sich oder zusammen die Entscheidungen der Adressaten maßgeblich beeinflussen können. Als grober Anhaltspunkt gilt, dass die prüfende Instanz eine falsche Angabe bezüglich der Gesamtemissionen dann als wesentlich bezeichnen wird, wenn durch diese die Zahl der Auslassungen, Falschdarstellungen oder Fehler in Bezug auf die Gesamtemissionen 5 % überschreitet;

m) "Überwachungsmethode" die für die Bestimmung der Emissionen verwendete Methode, wobei zwischen einer Überwachung durch Berechnung oder einer Überwachung auf der Grundlage von Messungen zu wählen ist und eine Auswahl geeigneter "Ebenen" getroffen werden muss;

n) "Betreiber" eine Person, die eine Anlage betreibt oder besitzt oder der - sofern in den nationalen Rechtsvorschriften vorgesehen - die ausschlaggebende wirtschaftliche Verfügungsmacht über den technischen Betrieb einer Anlage übertragen worden ist, wie in der Richtlinie definiert;

o) "Prozessemissionen" Treibhausgasemissionen, bei denen es sich nicht um "Emissionen aus der Verbrennung" handelt und die durch eine beabsichtigte bzw. unbeabsichtigte Reaktion zwischen Stoffen oder durch deren Umwandlung entstehen, u. a. durch die chemische oder elektrolytische Reduktion vom Metallerzen, die thermische Zersetzung von Stoffen und die Produktion von Stoffen zur Verwendung als Produkt oder Ausgangsmaterial;

p) "Berichtszeitraum" den Zeitraum, in dem die Emissionen zu überwachen sind bzw. in dem über diese gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie Bericht zu erstatten ist. Dabei handelt es sich jeweils um ein Kalenderjahr;

q) "Quelle" einen bestimmten, feststellbaren Punkt oder Prozess in einer Anlage, durch den Treibhausgase freigesetzt werden;

r) "Ebenenkonzept" eine spezifische Methode zur Ermittlung von Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren und Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren. Aus den verschiedenen Ebenenkonzepten, die hierarchisch aufeinander aufbauen, kann in Einklang mit den vorliegenden Leitlinien eine geeignete Auswahl getroffen werden;

s) "prüfende Instanz" eine geeignete, unabhängige, akkreditierte Prüfungseinrichtung, die in Übereinstimmung mit den Rechts- und Verwaltungsvorschriften, die gemäß Anhang V der Richtlinie von den Mitgliedstaaten zu erarbeiten sind, für die Durchführung des Prüfungsverfahrens und die diesbezügliche Berichterstattung verantwortlich ist.

3. GRUNDSÄTZE FÜR DIE ÜBERWACHUNG UND BERICHTERSTATTUNG

Um eine genaue und nachprüfbare Überwachung und Berichterstattung bezüglich der Treibhausgasemissionen im Sinne der Richtlinie zu gewährleisten, sind in Bezug auf die Überwachung und Berichterstattung folgende Grundsätze zu beachten:

Vollständigkeit. Bei der Überwachung einer Anlage sowie der diesbezüglichen Berichterstattung sind alle Emissionsquellen und alle Emissionen aus Prozessen und aus der Verbrennung zu erfassen, die im Zusammenhang mit den in Anhang I der Richtlinie genannten Tätigkeiten entstehen. Dies gilt auch für alle Treibhausgasemissionen, die für eben diese Tätigkeiten spezifiziert sind.

Konsistenz. Die Vergleichbarkeit der überwachten und gemeldeten Emissionen in der Zeitreihe muss gewährleistet sein, indem stets dieselben Überwachungsmethoden und Datensätze verwendet werden. Die Überwachungsmethoden können in Übereinstimmung mit den Vorgaben dieser Leitlinien geändert werden, sofern dadurch die Genauigkeit der gemeldeten Daten verbessert wird. Alle Änderungen in Bezug auf die Überwachungsmethoden müssen umfassend dokumentiert und von der zuständigen Behörde genehmigt werden.

Transparenz. Alle Daten aus der Überwachung (einschließlich Annahmen, Bezugswerte, Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidationsfaktoren und Umsetzungsfaktoren) sind so zu ermitteln, zu erfassen, zusammenzustellen, zu analysieren und dokumentieren, dass die Bestimmung der Emissionen von der prüfenden Instanz und der zuständigen Behörde nachvollzogen werden kann.

Genauigkeit. Es ist sicherzustellen, dass die ermittelten Emissionen nicht konsequent über oder unter den tatsächlichen Emissionswerten liegen (soweit dies beurteilt werden kann) und dass die Unsicherheiten so weit wie möglich reduziert und quantifiziert werden, soweit dies im Rahmen dieser Leitlinien gefordert wird. Alle Arbeiten sind mit der erforderlichen Sorgfalt auszuführen, um sicherzustellen, dass die Bestimmung der Emissionen durch Berechnung bzw. Messung möglichst genaue Ergebnisse zeigt. Der Betreiber hat einen geeigneten Nachweis zu erbringen, dass die von ihm gemeldeten Emissionen vollständig sind. Die Emissionen sind anhand der in diesen Leitlinien angeführten Überwachungsmethoden zu bestimmen. Alle Messgeräte und sonstige Prüfinstrumente, die für die Meldung der Überwachungsdaten eingesetzt werden, müssen ordnungsgemäß bedient, unterhalten, kalibriert und geprüft werden. Arbeitsblätter und sonstige Hilfsmittel, die zur Speicherung und Bearbeitung von Überwachungsdaten verwendet werden, dürfen keinerlei Fehler aufweisen.

Kostenwirksamkeit. Bei der Auswahl einer Überwachungsmethode sind die Vorzüge einer größeren Genauigkeit gegen den zusätzlichen Kostenaufwand abzuwägen. Demzufolge ist bei der Überwachung und Berichterstattung betreffend Emissionen stets die größtmögliche Genauigkeit anzustreben, sofern dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht. Was die Überwachungsmethode selbst betrifft, so sind die diesbezüglichen, an den Betreiber gerichteten Anleitungen in nachvollziehbarer und einfacher Form darzustellen. Darüber hinaus sollten Doppelarbeiten vermieden und bereits in der Anlage vorhandene Systeme berücksichtigt werden.

Wesentlichkeit. Der Emissionsbericht und die darin dargelegten Aussagen dürfen keine wesentlich falschen Angaben enthalten und müssen eine glaubwürdige und ausgewogene Auflistung der Emissionen einer Anlage gewährleisten. Bei der Auswahl und Darstellung der Informationen sind jegliche Verzerrungen zu vermeiden.

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

Leistungsverbesserung bei der Überwachung und Berichterstattung betreffend Emissionen. Die Prüfung der Emissionsberichte ist als ein effektives und verlässliches Mittel zur Unterstützung der Verfahren in Bezug auf die Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle zu sehen. Es liefert dem Betreiber Informationen, anhand deren er geeignete Maßnahmen zur Verbesserung seiner Leistung im Hinblick auf die Überwachung und Berichterstattung betreffend Emissionen ergreifen kann.

4. ÜBERWACHUNG

4.1. Einschränkungen

Die in Bezug auf eine Anlage wahrzunehmende Überwachung und Berichterstattung erstreckt sich auf alle Quellen sämtlicher Emissionen von Treibhausgasen, die für die in Anhang I der Richtlinie aufgeführten Tätigkeiten spezifiziert sind.

Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe b) der Richtlinie enthalten Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen eine Beschreibung der Tätigkeiten und Emissionen der Anlage. Deshalb sind in der Genehmigung alle Quellen von Treibhausgasemissionen aufgrund der in Anhang I der Richtlinie aufgeführten, der Überwachung und Berichterstattung unterliegenden Tätigkeiten anzugeben. Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe c) der Richtlinie enthalten Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen Angaben zu Überwachungsauflagen, in denen Überwachungsmethode und -häufigkeit festgelegt sind.

Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen und Geräten sind von den Emissionsschätzungen auszunehmen.

Die Überwachung der Emissionen erstreckt sich auf Emissionen aus dem regulären Betrieb von Anlagen sowie auf Emissionen aufgrund außergewöhnlicher Ereignisse wie Inbetriebnahme/Abschalten oder Notfallsituationen innerhalb des Berichtszeitraums.

Wenn die Produktionskapazitäten oder -leistungen einer Tätigkeit oder mehrerer Tätigkeiten unter der gleichen Bezeichnung getrennt oder zusammen die in Anhang I der Richtlinie festgelegten diesbezüglichen Grenzwerte in einer Anlage bzw. an einem Standort überschreiten, unterliegen alle Quellen sämtlicher Emissionen aus allen Tätigkeiten, die in Anhang I der Richtlinie aufgeführt werden, der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht.

Ob eine zusätzliche Feuerungsanlage (wie beispielsweise eine Anlage zur Kraft-Wärme-Kopplung) als Teil einer Anlage betrachtet wird, die nur eine andere Tätigkeit nach Anhang I durchführt, oder aber ob sie als eigenständige Anlage zu betrachten ist, hängt von den jeweiligen örtlichen Gegebenheiten ab. Die diesbezügliche Entscheidung wird in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen der Anlage festgehalten.

Alle Emissionen einer Anlage sind eben dieser Anlage zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Strom an andere Anlagen abgegeben wird. 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 diese abgegeben wurden.

4.2. Bestimmung der Treibhausgasemissionen

Eine vollständige, transparente und genaue Überwachung von Treibhausgasemissionen setzt voraus, dass bei der Wahl der geeigneten Überwachungsmethode bestimmte Entscheidungen getroffen werden. Dazu zählen u. a. die Entscheidung zwischen einer Messung oder Berechnung sowie die Wahl spezifischer Ebenenkonzepte zur Ermittlung der Tätigkeitsdaten, der Emissionsfaktoren und der Oxidations- bzw. Umsetzungsfaktoren. Die Gesamtheit der Ansätze, die von einem Betreiber im Zusammenhang mit einer Anlage gewählt werden, um die jeweiligen Emissionen zu ermitteln, werden als eine Überwachungsmethode betrachtet.

Gemäß Artikel 6 Absatz 2 Buchstabe c) der Richtlinie enthalten Genehmigungen zur Emission von Treibhausgasen Angaben zu Überwachungsauflagen, in denen Überwachungsmethode und -häufigkeit festgelegt sind. Jede Überwachungsmethode ist von der zuständigen Behörde in Übereinstimmung mit den Kriterien zu genehmigen, die in diesem Abschnitt und seinen Unterabschnitten angeführt sind. Die Mitgliedstaaten oder ihre zuständigen Behörden sorgen dafür, dass Überwachungsverfahren der Anlagen entweder in den Bedingungen der Genehmigung oder - sofern mit der Richtlinie vereinbar - in Form allgemeiner verbindlicher Regeln festgelegt werden.

Die zuständige Behörde muss eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethode billigen, die vom Betreiber vor Beginn des Berichtszeitraums erstellt wird. Dieses Verfahren ist auch immer dann erforderlich, wenn die auf eine Anlage angewandte Überwachungsmethode geändert wird.

Die Beschreibung sollte umfassen:

- die genaue Beschreibung der zu überwachenden Anlage und der dort durchgeführten Tätigkeiten;

- Informationen über die Zuständigkeiten für die Überwachung und Berichterstattung innerhalb der Anlage;

- eine Liste der zu überwachenden Quellen, und zwar für jede Tätigkeit, die in der Anlage durchgeführt wird;

- eine Liste der Brennstoff- und Materialströme, die im Zusammenhang mit den einzelnen Tätigkeiten zu überwachen sind;

- eine Liste der für die einzelnen Tätigkeiten und Brennstoffarten/Einsatzstoffe anzuwendenden Ebenenkonzepte zur Ermittlung der Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidations- und Umsetzungsfaktoren;

- eine Beschreibung der Art der Messgeräte, die für die verschiedenen Quellen und Brennstoffarten/Einsatzstoffe eingesetzt werden sollen, sowie Angabe ihrer technischen Daten und ihres exakten Standorts;

- eine Beschreibung des Ansatzes, der für die Entnahme von Proben der Brenn- und Einsatzstoffe zugrunde gelegt werden soll, um den spezifischen Heizwert, den Kohlenstoffgehalt, die Emissionsfaktoren und den Biomasse-Anteil für die verschiedenen Quellen und Brennstoffarten/Einsatzstoffe zu ermitteln;

- eine Beschreibung der Quellen bzw. der Analyseansätze, die für die Ermittlung des spezifischen Heizwerts, des Kohlenstoffgehalts und des Biomasse-Anteils für die einzelnen Quellen und Brennstoffarten/Einsatzstoffe herangezogen werden sollen;

- eine Beschreibung der Systeme zur kontinuierlichen Emissionsmessung, die für die Überwachung einer Quelle eingesetzt werden sollen, d. h. Angaben zu Messpunkten, Häufigkeit der Messungen, Ausrüstung, Kalibrierverfahren, Datenerfassung und -speicherung (falls anwendbar);

- eine Beschreibung der Verfahren zur Qualitätssicherung und -kontrolle, die in Bezug auf die Datenverwaltung vorgesehen sind;

- gegebenenfalls Informationen über eventuell relevante Verbindungen mit Aktivitäten im Rahmen des Gemeinschaftssystems für das Umweltmanagement und die Umweltbetriebsprüfung (EMAS).

Die Überwachungsmethode ist zu ändern, sofern die Genauigkeit der gemeldeten Daten auf diese Weise verbessert werden kann. Voraussetzung ist jedoch, dass dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht. Alle Vorschläge für Änderungen an den Überwachungsmethoden bzw. an den zugrunde liegenden Datensätzen müssen klar dargelegt, begründet, umfassend dokumentiert und der zuständigen Behörde übermittelt werden. Alle Änderungen an den Methoden bzw. an den zugrundeliegenden Datensätzen müssen von der zuständigen Behörde genehmigt werden.

Der Betreiber muss unverzüglich Vorschläge zur Änderung des Überwachungsverfahrens vorlegen, wenn

- sich das verfügbare Datenmaterial geändert hat und infolgedessen eine genauere Bestimmung der Emissionen möglich ist;

- eine bislang nicht existente Emission verzeichnet wurde;

- Fehler in den Daten aus der Überwachung festgestellt wurden,

- die zuständige Behörde eine Änderung gefordert hat.

Die zuständige Behörde kann einen Betreiber auffordern, die von ihm für eine bestimmte meldepflichtige Anlage angewandte Überwachungsmethode für den nachfolgenden Berichtszeitraum zu ändern, sofern diese mit den Bestimmungen dieser Leitlinien nicht mehr in Einklang steht.

Die zuständige Behörde kann einen Betreiber auch auffordern, die von ihm angewandte Überwachungsmethode für den nachfolgenden Berichtszeitraum zu ändern, wenn die in der Genehmigung vorgesehene Überwachungsmethode im Rahmen einer Überprüfung, wie sie vor jedem der in Artikel 11 Absatz 2 der Richtlinie genannten Zeiträume vorzunehmen ist, aktualisiert wurde.

4.2.1. Berechnung und Messung

Anhang IV der Richtlinie sieht vor, dass Emissionen entweder

- anhand von Berechnungen ("Berechnung") oder

- auf der Grundlage von Messungen ("Messung") bestimmt werden können.

Der Betreiber kann eine Messung der Emissionen vorschlagen, sofern er belegen kann, dass

- diese nachweislich ein genaueres Ergebnis bringt als eine entsprechende Berechnung der Emissionen unter Anwendung der genauesten Ebenen-Kombination und dass

- sich der Vergleich der Ergebnisse aus Messung und Berechnung auf identische Quellen und Emissionen stützt.

Die Anwendung von Messverfahren muss von der zuständigen Behörde genehmigt werden. Der Betreiber muss die Messungen in jedem Berichtszeitraum anhand flankierender Emissionsberechnungen entsprechend dieser Leitlinien bestätigen. Hinsichtlich des für die flankierende Berechung zu wählenden Ebenenkonzept gelten dieselben Bestimmungen wie für die Ermittlung von Emissionen anhand von Berechnungen (siehe Abschnitt 4.2.2.1.4).

Der Betreiber kann - mit Zustimmung der zuständigen Behörde - bei unterschiedlichen Emissionsquellen innerhalb ein und derselben Anlage jeweils zwischen einer Überwachung durch Berechnungen oder auf der Grundlage von Messungen wählen. Der Betreiber muss sicherstellen und nachweisen, dass in Bezug auf die Erfassung der Emissionen keine Lücken entstehen bzw. keine Doppelzählungen vorkommen.

4.2.2. Berechnung

4.2.2.1. Berechnung der CO2-Emissionen

4.2.2.1.1. Berechnungsformeln

Die Berechnung der CO2-Emissionen erfolgt anhand der folgenden Formel:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

oder nach einem alternativen Ansatz, sofern dieser in den tätigkeitsspezifischen Leitlinien definiert ist.

Für Emissionen aus der Verbrennung und Emissionen aus Industrieprozessen sind die Ausdrücke in dieser Formel wie folgt spezifiziert:

Emissionen aus der Verbrennung

Die Tätigkeitsdaten beruhen auf dem Brennstoffverbrauch. Die eingesetzte Brennstoffmenge wird als Energiegehalt TJ, der Emissionsfaktor als t CO2/TJ ausgedrückt. Wenn Energie verbraucht wird, oxidiert nicht der gesamte im Brennstoff enthaltene Kohlenstoff zu CO2. Eine unvollständige Oxidation entsteht durch einen unzureichenden Verbrennungsprozess, d. h. ein Teil des Kohlenstoffs wird nicht verbrannt oder oxidiert zu Ruß oder Asche. Dem nicht oxidierten Kohlenstoff wird über den Oxidationsfaktor Rechnung getragen, der als Bruchteil dargestellt wird. Ist die Oxidation bereits im Emissionsfaktor berücksichtigt, so wird kein zusätzlicher Oxidationsfaktor verwendet. Der Oxidationsfaktor wird als Prozentsatz ausgedrückt. Daraus ergibt sich die folgende Formel:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

Die Berechnung von Emissionen aus der Verbrennung wird in Anhang II weiter spezifiziert.

Emissionen aus Prozessen:

Die Tätigkeitsdaten beruhen auf dem Rohstoffverbrauch, dem Durchsatz oder der Produktionsrate, ausgedrückt in t oder m3. Der Emissionsfaktor wird als [t CO2/t oder t CO2/m3] ausgedrückt. Dem im Eingangsmaterial enthaltenen Kohlenstoff, der während des Prozesses nicht in CO2 umgewandelt wird, wird im Umsetzungsfaktor Rechnung getragen, der als Bruch dargestellt wird. Ist die Umwandlung bereits im Emissionsfaktor berücksichtigt, so wird kein zusätzlicher Umsetzungsfaktor verwendet. Die Menge des verwendeten Eingangsmaterials wird als Masse oder Volumen [t oder m3] ausgedrückt. Daraus ergibt sich die folgende Formel:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

Die Berechnung der Emissionen aus Industrieprozessen wird in den tätigkeitsspezifischen Leitlinien der Anhänge II bis XI ausführlicher erläutert. In einigen Fällen werden spezifische Referenzfaktoren genannt.

4.2.2.1.2. Weitergeleitetes CO2

CO2, das nicht aus einer Anlage freigesetzt, sondern als Reinsubstanz an eine andere Anlage weitergeleitet wird - sei es als ein Bestandteil von Brennstoffen oder direkt als Ausgangsmaterial für die chemische oder die Papierindustrie -, wird aus dem ermittelten Emissionswert herausgerechnet. Die betreffende Menge CO2 ist in Form eines Memo-Item zu melden.

CO2, das zu den folgenden Zwecken aus einer Anlage abgegeben wird, ist als weitergeleitetes CO2 zu betrachten:

- reines CO2, das als Kohlensäure für Getränke eingesetzt wird,

- reines CO2, das als Trockeneis für Kühlzwecke eingesetzt wird,

- reines CO2, das als Löschmittel, Kühlmittel oder Laborgas eingesetzt wird,

- reines CO2, das für die Entwesung von Getreide eingesetzt wird,

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

- CO2, das als Ausgangsmaterial in der chemischen und in der Zellstoffindustrie eingesetzt wird (z. B. für Karbamid oder Karbonat), und

- CO2, das Bestandteil eines Brennstoffs ist, der aus der Anlage abgegeben wird.

CO2, das als Teil eines Mischbrennstoffs (z. B. Gichtgas oder Kokereigas) an eine andere Anlage abgegeben wird, sollte in den Emissionsfaktor für eben diesen Brennstoff einbezogen werden. Auf diese Weise wird es den Emissionen der Anlage zugerechnet, in der der Brennstoff verbrannt wird, und aus den Emissionen der Anlage herausgerechnet, aus der es abgegeben wurde.

4.2.2.1.3. CO2-Rückhaltung und Speicherung

Die Kommission fördert Forschungsarbeiten im Bereich Rückhaltung und Speicherung von CO2. Diese Arbeiten werden die Erarbeitung und Verabschiedung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend die CO2-Rückhaltung und -Speicherung (soweit auf diese in der Richtlinie Bezug genommen wird) in Einklang mit dem Verfahren nach Artikel 23 Absatz 2 der Richtlinie maßgeblich beeinflussen. Diese Leitlinien werden den Methoden, die im Rahmen der UNFCCC entwickelt wurden, entsprechend Rechnung tragen. Die Mitgliedstaaten, die an der Erarbeitung solcher Leitlinien interessiert sind, werden aufgefordert, die Ergebnisse ihrer diesbezüglichen Forschungsarbeiten an die Kommission zu übermitteln, um eine frühzeitige Verabschiedung solcher Leitlinien zu ermöglichen.

Vor der Verabschiedung solcher Leitlinien können die Mitgliedstaaten der Kommission ihre vorläufigen Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend die CO2-Rückhaltung und -Speicherung (soweit auf diese in der Richtlinie Bezug genommen wird) übermitteln. Vorbehaltlich der Genehmigung durch die Kommission kann gemäß den in Artikel 23 Absatz 2 der Richtlinie genannten Verfahren das zurückgehaltene und gespeicherte CO2 aus den Emissionen von Anlagen, die unter die Richtlinie fallen, in Einklang mit diesen vorläufigen Leitlinien herausgerechnet werden.

4.2.2.1.4. Die verschiedenen Ebenenkonzepte

Die tätigkeitsspezifischen Leitlinien, die in den Anhängen II bis XI dargelegt sind, beschreiben verschiedene Methoden zur Ableitung der folgenden Variablen: Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren. Die unterschiedlichen Ansätze werden als Ebenenkonzepte bezeichnet. Jedes Ebenenkonzept erhält eine Nummer beginnend mit 1. Je höher die Nummer einer Ebenenkonzepts, desto höher der Genauigkeitsgrad, d. h., das Ebenenkonzept mit der höchsten Nummer ist stets zu bevorzugen. Gleichwertige Ebenenkonzepte tragen dieselbe Nummer und werden durch einen Buchstaben weiter spezifiziert (z. B.: Ebene 2a und 2b). Bei Tätigkeiten, für die im Rahmen dieser Leitlinien alternative Berechnungsmethoden vorgeschlagen werden (z. B. Anhang VII: "Methode A - Karbonate" und "Methode B - Klinkerherstellung") kann ein Betreiber nur dann von einer auf eine andere Methode umstellen, wenn er nachweisen kann, dass eine solche Umstellung, was die Überwachung der Emissionen aus der in Frage stehenden Anlage und die diesbezügliche Berichterstattung betrifft, genauere Ergebnisse bringt.

Alle Betreiber sollten stets das genaueste, sprich höchste Ebenenkonzept wählen, um zum Zweck der Überwachung und Berichterstattung alle Variablen für alle Quellen innerhalb einer Anlage zu ermitteln. Nur wenn der zuständigen Behörde glaubhaft nachgewiesen werden kann, dass das höchste Ebenenkonzept aus technischen Gründen nicht anwendbar ist oder zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen würde, kann für diese Variable auf das nächst niedrigere Ebenenkonzept zurückgegriffen werden.

Daher sollte das gewählte Ebenenkonzept stets die höchste Genauigkeit gewährleisten, die technisch machbar ist und keine unverhältnismäßig hohen Kosten verursacht. Der Betreiber kann im Rahmen eines Berechnungsvorgangs unterschiedliche zulässige Ebenenkonzepte für die verschiedenen Variablen (Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren) verwenden. Die Wahl des Ebenenkonzepts muss von der zuständigen Behörde gebilligt werden (siehe Abschnitt 4.2).

Während des Zeitraums 2005-2007 sollten die Mitgliedstaaten - vorbehaltlich der technischen Durchführbarkeit - mindestens die in Tabelle 1 aufgeführten Ebenenkonzepte anwenden. Die Spalten A enthalten Angaben zu Ebenenkonzepten für stärkere Quellen aus Anlagen mit jährlichen Gesamtemissionen von höchstens 50 kt. Die Spalten B enthalten Angaben zu Ebenenkonzepten für stärkere Quellen aus Anlagen mit jährlichen Gesamtemissionen von 50 kt bis 500 kt. Die Spalten C enthalten Angaben zu Ebenenkonzepten für stärkere Quellen aus Anlagen mit jährlichen Gesamtemissionen von über 500 kt. Die der Tabelle enthaltenen Größenschwellen beziehen sich auf die jährlichen Gesamtemissionen der gesamten Anlage.

TABELLE 1

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

Spalte A: jährliche Gesamtemissionen <= 50 kt

Spalte B: 50 kt < jährliche Gesamtemissionen <= 500 kt

Spalte C: jährliche Gesamtemissionen >= 500 kt

Der Betreiber kann mit Zustimmung der zuständigen Behörde für Variablen, die zur Berechnung der Emissionen aus schwächeren Quellen, einschließlich schwächerer Brennstoff- oder Materialströme, verwendet werden, einen weniger genauen Ansatz wählen, als dies bei der Berechnung von Emissionen aus stärkeren Quellen bzw. stärkeren Brennstoff- oder Materialströmen innerhalb einer Anlage der Fall ist. Als stärkere Quellen und stärkere Brennstoff- oder Materialströme werden diejenigen bezeichnet, die nach absteigender Größe geordnet, zusammen mindestens 95 % der jährlichen Gesamtemissionen der Anlage verursachen. Schwächere Quellen sind Quellen, die höchstens 2,5 kt Emissionen pro Jahr freisetzen oder die für höchstens 5 % der jährlichen Gesamtemissionen verantwortlich sind, je nachdem welche Emissionen in absoluten Werten höher sind. Bei schwächeren Quellen, die zusammen höchstens 0,5 kt Emissionen pro Jahr freisetzen oder die weniger als 1 % der jährlichen Gesamtemissionen einer Anlage verursachen (je nachdem welche Emissionen in absoluten Werten höher sind), kann der Betreiber zum Zweck der Überwachung und Berichterstattung einen "de minimis"-Ansatz wählen, sprich seine eigene Ebenenkonzept-unabhängige Schätzmethode anwenden. Allerdings ist hierzu die vorherige Zustimmung der zuständigen Behörde erforderlich.

Bei reinen Biomasse-Brennstoffen können niedrigere, d. h. weniger genaue, Ebenenkonzepte gewählt werden, sofern die so berechneten Emissionen nicht dazu verwendet werden sollen, den Biomasse-Kohlenstoff aus den Kohlendioxidemissionen herauszurechnen, die anhand einer kontinuierlichen Emissionsmessung abgeleitet werden.

Der Betreiber muss unverzüglich Änderungen in Bezug auf die gewählten Ebenenkonzepte vorschlagen, wenn

- sich das verfügbare Datenmaterial geändert hat und infolgedessen eine genauere Bestimmung der Emissionen möglich ist;

- Fehler in den Daten aus der Überwachung festgestellt wurden,

- die zuständige Behörde eine Änderung gefordert hat.

Bei Anlagen mit einer Gesamtemission von mehr als 500000 t CO2-Äquivalent pro Jahr unterrichtet die zuständige Behörde ab dem Jahr 2004 die Kommission jeweils bis zum 30. September eines jeden Jahres, wenn die Anwendung einer Kombination der genauesten Ebenenkonzepte für stärkere Quellen innerhalb der Anlage in dem jeweils kommenden Berichtszeitraum technisch nicht machbar sein oder unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen sollte. Auf der Grundlage der von der zuständigen Behörde übermittelten Informationen wird die Kommission anschließend prüfen, ob eine Überarbeitung der Bestimmungen hinsichtlich der Auswahl der geeigneten Ebenenkonzepte erforderlich ist.

Sollte das genaueste Ebenenkonzept (bzw. das für einzelne Variablen vereinbarte Ebenenkonzept) aus technischen Gründen vorübergehend nicht anwendbar sein, kann der Betreiber ein anderes, möglichst genaues Ebenenkonzept anwenden, und zwar solange bis die Bedingungen für eine Anwendung des ursprünglichen Ebenenkonzepts wieder hergestellt sind. Der Betreiber legt der zuständigen Behörde unverzüglich einen entsprechenden Nachweis für die Notwendigkeit einer Änderung in Bezug auf das Ebenenkonzept vor und informiert sie über Einzelheiten der vorübergehend angewandten Überwachungsmethode. Er ergreift alle erforderlichen Maßnahmen, um eine unverzügliche Rückkehr zum ursprünglichen Ebenenkonzept zu ermöglichen.

Alle Änderungen in Bezug auf das Ebenenkonzept sind lückenlos zu dokumentieren. Die Behandlung kleinerer Datenlücken, die durch Ausfallzeiten der Messgeräte entstehen können, erfolgt entsprechend der "guten beruflichen Praxis" und den Vorgaben des Referenzdokuments zur Integrierten Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung "IPPC Reference Document on the General Principles of Monitoring" vom Juli 2003(1).

Wenn das Ebenenkonzept innerhalb eines Berichtszeitraums geändert wird, so sind die Ergebnisse für die in Frage stehende Tätigkeit getrennt zu berechnen und im Jahresbericht, der der zuständigen Behörde übermittelt wird, für den betreffenden Zeitabschnitt innerhalb des Berichtszeitraums gesondert auszuweisen.

4.2.2.1.5. Tätigkeitsdaten

Die Tätigkeitsdaten umfassen Informationen über den Stoffstrom, den Brennstoffverbrauch, das Eingangsmaterial oder den Produktionsoutput, ausgedrückt als Energiegehalt [TJ], der bei den Brennstoffen als spezifischer Heizwert und beim Input- oder Output-Material als Masse oder Volumen [t oder m3] angegeben wird.

Können direkt vor Beginn des Prozesses keine Tätigkeitsdaten für die Berechnung von Prozessemissionen gemessen werden und werden in den Beschreibungen zu den Ebenenkonzepten, die in den jeweiligen tätigkeitsspezifischen Leitlinien (Anhänge II bis XI) enthalten sind, keine spezifischen Anforderungen gestellt, so werden die Tätigkeitsdaten anhand der Veränderungen im Lagerbestand geschätzt:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei:

Material C: im Berichtszeitraum verarbeitetes Material,

Material P: im Berichtszeitraum gekauftes Material,

Material S: Lagerbestand zu Beginn des Berichtszeitraums,

Material E: Lagerbestand zum Ende des Berichtszeitraums,

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

Sollte eine Ermittlung der Variablen "Material S" und "Material E" durch Messungen technisch nicht möglich sein bzw. unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen, so kann der Betreiber diese Angaben schätzen, indem er die Zahlen der Vorjahre zugrunde legt und diese mit dem Output im Berichtszeitraum korreliert. In diesem Fall muss der Betreiber diese Schätzungen anhand flankierender Berechnungen und entsprechender finanzieller Belege bestätigen. Alle übrigen Auflagen in Bezug auf die Wahl des Ebenenkonzepts bleiben von dieser Bestimmung unberührt. So werden beispielsweise das "Material P" und das "Material O" sowie die entsprechenden Emissions- oder Oxidationsfaktoren in Einklang mit den tätigkeitsspezifischen Leitlinien der Anhänge II bis XI ermittelt.

Um die Wahl des geeigneten Ebenenkonzeptes für die Tätigkeitsdaten zu erleichtern, gibt Tabelle 2 unten einen Überblick über die typischen Unsicherheitsbereiche verschiedener Messgeräte, die zur Bestimmung der Massenströme von Brennstoffen, des Materialstroms, der Eingangsstoffe oder des Produktionsoutputs eingesetzt werden. Ferner soll die Tabelle die zuständigen Behörden und die Betreiber darüber informieren, welche Möglichkeiten und Grenzen hinsichtlich der Wahl eines geeigneten Ebenenkonzeptes zur Ermittlung der Tätigkeitsdaten bestehen.

TABELLE 2

Übersicht über die typischen Unsicherheitsbereiche verschiedener Messgeräte unter stabilen Betriebsbedingungen

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4.2.2.1.6. Emissionsfaktoren

Die Emissionsfaktoren beruhen auf dem Kohlenstoffgehalt der Brenn- oder Einsatzstoffe und werden als t CO2/TJ (Emissionen aus der Verbrennung) oder t CO2/t bzw. t CO2/m3 (Prozessemissionen) ausgedrückt. Emissionsfaktoren sowie die Vorgaben hinsichtlich der Ermittlung tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktoren sind in den Abschnitten 8 und 10 dieses Anhangs aufgeführt. In Bezug auf Emissionen aus der Verbrennung kann ein Betreiber für einen Brennstoff anstelle von t CO2/TJ einen Emissionsfaktor auf der Basis des Kohlenstoffgehalts (t CO2/t) anwenden, sofern er der zuständigen Behörde glaubhaft nachweisen kann, dass dies auf Dauer genauere Ergebnisse bringt. Allerdings muss der Betreiber auch in diesem Fall in regelmäßigen Abständen den Energiegehalt ermitteln, um seine Auflagen an die Berichterstattung, die in Abschnitt 5 dieses Anhangs dargelegt sind, zu erfuellen.

Zur Umrechnung des Kohlenstoffs in den jeweiligen CO2-Wert wird der Faktor(2) 3,667 [t CO2/t C] zugrunde gelegt.

Für die genaueren Ebenenkonzepte müssen in Übereinstimmung mit den Vorgaben des Abschnitts 10 dieses Anhangs tätigkeitsspezifische Faktoren ermittelt werden. Für Ebene-1-Methoden sind die Referenzemissionsfaktoren zu verwenden, die in Abschnitt 8 dieses Anhangs aufgeführt sind.

Biomasse gilt als CO2-neutral. Daher findet auf Biomasse ein Emissionsfaktor von 0 [t CO2/TJ oder t oder m3] Anwendung. Eine Liste verschiedener Stoffe, die als Biomasse betrachtet werden, findet sich in Abschnitt 9 dieses Anhangs.

Für fossile Abfallbrennstoffe werden in diesen Leitlinien keine Emissionsfaktoren genannt. Stattdessen sind entsprechend den Vorgaben von Abschnitt 10 dieses Anhangs spezifische Emissionsfaktoren zu ermitteln.

Bei Brenn- oder Rohstoffen, die sowohl fossilen als auch Biomasse-Kohlenstoff enthalten, findet ein gewichteter Emissionsfaktor Anwendung, der auf dem Anteil des fossilen Kohlenstoffs am Gesamtkohlenstoffgehalt des Brennstoffs beruht. Die Berechnung dieses Faktors soll transparent und in Einklang mit den Vorgaben und den Verfahren erfolgen, die in Abschnitt 10 dieses Anhangs dargelegt sind.

Alle relevanten Informationen über die verwendeten Emissionsfaktoren (auch Angaben zu den Informationsquellen und Ergebnissen von Analysen der Brennstoffe bzw. des Input-/Output-Materials) sind ordnungsgemäß zu dokumentieren. Detailliertere Vorgaben hierzu sind in den tätigkeitsspezifischen Leitlinien zu finden.

4.2.2.1.7. Oxidations-/Umsetzungsfaktoren

Wird beim Emissionsfaktor nicht berücksichtigt, dass ein Teil des Kohlenstoffs nicht oxidiert wird, so ist ein zusätzlicher Oxidations-/Umsetzungsfaktor zu verwenden. Für die genaueren Ebenenkonzepte sind tätigkeitsspezifische Faktoren zu ermitteln.

Aus diesem Grund werden in Abschnitt 10 dieses Anhangs entsprechende Bestimmungen für die Ableitung dieser Faktoren dargelegt. Werden innerhalb einer Anlage verschiedene Brenn- oder Einsatzstoffe eingesetzt und tätigkeitsspezifische Oxidationsfaktoren berechnet, kann der Betreiber einen aggregierten Oxidationsfaktor für die betreffende Tätigkeit definieren und diesen auf alle Brennstoffe oder Einsatzstoffe anwenden.

Der Betreiber kann die unvollständige Oxidation aber auch einem starken Brennstoff- oder Einsatzstoffstrom zuweisen und für die anderen den Wert 1 anwenden.

Alle relevanten Informationen über die verwendeten Oxidations-/Umsetzungsfaktoren (auch Angaben zu den Informationsquellen und Ergebnissen von Analysen der Brennstoffe bzw. des Input-/Output-Materials) sind ordnungsgemäß zu dokumentieren.

4.2.2.2. Bestimmung anderer Treibhausgasemissionen als CO2

Allgemeine Leitlinien für die Berechnung anderer Treibhausgasemissionen als CO2 werden gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen der Richtlinie erarbeitet werden.

4.2.3. Messung

4.2.3.1. Messung von CO2-Emissionen

Wie in Abschnitt 4.2.1 dargelegt, können Emissionen von Treibhausgas aus allen Quellen mittels kontinuierlicher Emissionsmesssysteme (KEMS) ermittelt werden. Dabei sind standardisierte oder etablierte Verfahren zu verwenden. Voraussetzung ist, dass der Betreiber vor Beginn des Berichtszeitraums von der zuständigen Behörde die Bestätigung erhalten hat, dass der Einsatz eines KEMS genauere Ergebnisse erzielt, als dies bei einer Berechnung der Emissionen unter Verwendung des genauesten Ebenenkonzepts der Fall wäre. Im Anschluss daran sind für jeden nachfolgenden Berichtszeitraum die anhand eines KEMS ermittelten Emissionen durch flankierende Emissionsberechnungen zu bestätigen. Hinsichtlich der Wahl des geeigneten Ebenenkonzepte gelten dieselben Vorschriften wie bei einer Ermittlung der Emissionen anhand von Berechnungen (siehe Abschnitt 4.2.2.1.4).

Was die Verfahren zur Messung der CO2-Konzentrationen sowie des Masse- bzw. Volumenstroms der Abgase, die durch die einzelnen Schornsteine entweichen, betrifft, so finden die einschlägigen CEN-Normen Anwendung (nach ihrer Verabschiedung). Sollten keine einschlägigen CEN-Normen verfügbar sein, so sind die entsprechenden ISO-Normen oder nationalen Normen anzuwenden. Gibt es keine geltenden Normen, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines") der Industrie entsprechen.

Beispiele für einschlägige ISO-Normen:

- ISO 10396:1993 "Emissionen aus stationären Quellen - Qualitätssicherung für automatische Messeinrichtungen";

- ISO 10012:2003 "Messlenkungssysteme - Anforderungen an Messprozesse und Messmittel".

Nach Installation des KEMS sollte das System in regelmäßigen Abständen auf seine Leistung und Funktionsfähigkeit überprüft werden, insbesondere im Hinblick auf:

- Ansprechzeit,

- Linearität,

- Interferenz,

- Nullpunkt- und Messbereichsdrift,

- Genauigkeit (im Vergleich zu einer Referenzmethode).

Der Biomasse-Anteil an den gemessenen CO2-Emissionen ist anhand von Berechnungen zu ermitteln und aus den Gesamtemissionen herauszurechnen. Das Ergebnis ist in Form eines Memo-Items zu melden (siehe Abschnitt 12 dieses Anhangs).

4.2.3.2. Messung anderer Emissionen als CO2

Allgemeine Leitlinien für die Messung anderer Treibhausgasemissionen als CO2 werden gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen der Richtlinie erarbeitet werden.

4.3. Bewertung der Unsicherheiten

Entsprechend dieser Leitlinien werden "zulässige Unsicherheiten" als Konfidenzintervall von 95 % rund um den gemessenen Wert ausgedrückt, z. B. bei der Beschreibung der für das Ebenenkonzept verwendeten Messgeräte oder der Genauigkeit eines kontinuierlichen Messsystems.

4.3.1. Berechnung

Der Betreiber sollte sich über die Auswirkungen von Unsicherheiten auf die Genauigkeit der von ihm gemeldeten Emissionsdaten im Klaren sein.

Bei einer Ermittlung der Emissionen anhand von Berechnungen hat die zuständige Behörde zuvor die Ebenen Kombinationen für die verschiedenen Quellen innerhalb der Anlage wie auch alle anderen Details im Zusammenhang mit dem in dieser Anlage eingesetzten Überwachungsverfahren genehmigt. Im Zuge dieser Genehmigung billigt die zuständige Behörde gleichzeitig auch die Unsicherheiten, die aus der korrekten Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode entstehen. Dies ergibt sich aus dem Inhalt der Genehmigung.

Der Betreiber gibt in seinem Jahresbericht an die zuständige Behörde die Ebenenkombinationen an, die für die verschiedenen Quellen innerhalb einer Anlage zugrunde gelegt wurden, und zwar für jede Tätigkeit und jeden relevanten Brennstoff- oder Materialstrom. Die Angabe der zugrunde gelegten Ebenenkombinationen im Emissionsbericht gilt als Meldung von Unsicherheiten im Sinne der Richtlinie. Folglich werden bei einer Ermittlung der Emissionen anhand von Berechnungen keine weiteren Anforderungen in Bezug auf die Meldung von Unsicherheiten gestellt.

Der zulässige Unsicherheitsfaktor, der für die innerhalb des Ebenenkonzepts eingesetzten Messgeräte ermittelt wird, umfasst die für die Messgeräte spezifizierte Unsicherheit, die Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung sowie alle weiteren Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Einsatz des Messsystems in der Praxis. Die im Rahmen des Ebenenkonzepts festgelegten Grenzwerte beziehen sich auf die Unsicherheit in Bezug auf den gemessenen Wert und gelten für einen Berichtszeitraum.

Der Betreiber ist gehalten, die Unsicherheiten in Bezug auf die übrigen in seinem Emissionsbericht enthaltenen Emissionsdaten mit Hilfe des Verfahrens zur Qualitätssicherung und -kontrolle zu ermitteln und so weit wie möglich zu verringern. Im Rahmen des Prüfungsverfahrens kontrolliert die prüfende Instanz die korrekte Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode und beurteilt ferner den Umgang mit bzw. die Reduzierung der übrigen Unsicherheiten durch das vom Betreiber angewandte Verfahren zur Qualitätssicherung und -kontrolle.

4.3.2. Messung

Wie in Abschnitt 4.2.1 dargelegt, kann ein Betreiber die Ermittlung von Emissionen auf der Grundlage von Messungen damit begründen, dass diese nachweislich ein genaueres Ergebnis bringt als eine entsprechende Berechnung der Emissionen unter Anwendung der genauesten Ebenenkombination. Um der zuständigen Behörde eben diesen Nachweis zu erbringen, meldet der Betreiber die quantitativen Ergebnisse einer umfassenderen Unsicherheitsanalyse, bei der die folgenden Ursachen für Unsicherheiten berücksichtigt wurden:

Konzentrationsmessungen für die kontinuierliche Emissionsmessung:

- die spezifizierte Unsicherheit der Instrumente für kontinuierliche Messungen,

- Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung,

- weitere Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Einsatz der Überwachungsausrüstung in der Praxis;

bei der Masse- und Volumenmessung zur Ermittlung des Abgasstroms für die kontinuierliche Emissionsmessung und die flankierende Berechnung:

- die spezifizierte Unsicherheit der Messinstrumente,

- Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung,

- weitere Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Einsatz der Messgeräte in der Praxis;

bei der Ermittlung der Heizwerte, der Emissions- und Oxidations-/Umsetzungsfaktoren bzw. der Zusammensetzungsdaten für die flankierende Berechnung:

- die für die angewandte Ermittlungsmethode bzw. das angewandte Ermittlungssystem spezifizierte Unsicherheit,

- weitere Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Anwendung der Ermittlungsmethode in der Praxis.

In Abhängigkeit von der Begründung des Betreibers kann die zuständige Behörde den Einsatz eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung für bestimmte Quellen innerhalb der Anlage wie auch alle anderen Details im Zusammenhang mit dem in dieser Anlage eingesetzten Überwachungsverfahren genehmigen. Im Zuge dieser Genehmigung billigt die zuständige Behörde gleichzeitig auch die Unsicherheiten, die aus der korrekten Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode entstehen. Dies ergibt sich aus dem Inhalt der Genehmigung.

Der Betreiber gibt die Unsicherheitsfaktoren, die sich aus dieser umfassenden Unsicherheitsanalyse ergeben, in seinem Jahresbericht an die zuständige Behörde für die betreffenden Quellen an, bis die zuständige Behörde die Entscheidung für eine Messung und gegen eine Berechnung überprüft und eine Neuberechung der Unsicherheitsfaktoren fordert. Die Angabe der zugrunde gelegten Ebenenkombinationen im Emissionsbericht gilt als Meldung von Unsicherheiten im Sinne der Richtlinie.

Der Betreiber ist gehalten, die Unsicherheiten in Bezug auf die übrigen in seinem Emissionsbericht enthaltenen Emissionsdaten mit Hilfe des Verfahrens zur Qualitätssicherung und -kontrolle zu ermitteln und so weit wie möglich zu verringern. Im Rahmen des Prüfungsverfahrens kontrolliert die prüfende Instanz die korrekte Anwendung der genehmigten Überwachungsmethode und beurteilt ferner den Umgang mit bzw. die Reduzierung der übrigen Unsicherheiten durch das vom Betreiber angewandte Verfahren zur Qualitätssicherung und -kontrolle.

4.3.3. Unsicherheitsfaktoren

Tabelle 3 gibt einen groben Anhaltspunkt in Bezug auf die Unsicherheiten, die in der Regel mit der Bestimmung von CO2-Emissionen aus Anlagen mit unterschiedlichem Emissionsniveau verbunden sind. Die in dieser Tabelle enthaltenen Informationen sollten von der zuständigen Behörde bei der Prüfung und Genehmigung der Überwachungsmethode (Berechnungen oder Einsatz eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung) für eine Anlage herangezogen werden.

TABELLE 3

Übersicht über die Gesamtunsicherheiten, die für einzelne Brennstoff- oder Materialströme unterschiedlicher Größenordnung mit der Bestimmung von CO2-Emissionen aus Anlagen oder Tätigkeiten innerhalb einer Anlage verbunden sind

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5. BERICHTERSTATTUNG

Anhang IV der Richtlinie enthält die Auflagen, die an die Berichterstattung in Bezug auf die Anlagen gestellt werden. Das in Abschnitt 11 dieses Anhangs beschriebene Format für die Berichterstattung ist als Grundlage für die Meldung quantitativer Daten zu verwenden. Die Prüfung des Berichts erfolgt in Übereinstimmung mit den Rechts- und Verwaltungsvorschriften, die von den Mitgliedstaaten gemäß Anhang V erarbeitet werden. Der Betreiber legt der zuständigen Behörde bis zum 31. März eines jeden Jahres einen verifizierten Bericht über die Emissionen des Vorjahres vor.

Die Emissionsberichte, die der zuständigen Behörde vorliegen, sind der Öffentlichkeit durch diese in Einklang mit den Bestimmungen 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(3) zugänglich zu machen. Was die Anwendung der Ausnahmeregelung gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe d) dieser Richtlinie betrifft, so können die Betreiber in ihren Emissionsberichten die Informationen kennzeichnen, die ihrer Auffassung nach als Geschäfts- oder Betriebsgeheimnis zu betrachten sind.

Alle Betreiber müssen die folgenden Informationen in ihre Berichte über Anlagen aufnehmen:

1) die Anlagedaten gemäß Anhang IV der Richtlinie und die Genehmigungsnummer der betreffenden Anlage;

2) die Gesamtemissionen, den gewählten Ansatz (Messung oder Berechnung), das gewählte Ebenenkonzept sowie die gewählten Methoden (gegebenenfalls), Tätigkeitsdaten(4), Emissionsfaktoren(5) und Oxidations-/Umsetzungsfaktoren(6). Bei Anwendung eines Massenbilanzansatzes muss der Betreiber den Massenstrom, den Kohlenstoff- und Energiegehalt eines jeden Brennstoff- und Materialstroms in die bzw. aus der Anlage sowie die Lagerbestände in seinem Bericht angeben;

3) Angaben zu zeitweiligen oder dauerhaften Änderungen in Bezug auf das gewählte Ebenenkonzept, die Gründe für die Änderungen, den Zeitpunkt des Beginns bzw. des Endes der zeitweiligen Änderungen;

4) alle anderen Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für den Emissionsbericht von Bedeutung sein können.

Die Informationen, die zu den Punkten 3 und 4 zu liefern sind, bzw. die zusätzlichen Informationen zu Punkt 2 können nicht in tabellarischer Form entsprechend dem Berichtsformat übermittelt werden. Sie sind dem jährlichen Emissionsbericht daher auf einem gesonderten Blatt beizufügen.

Die folgenden Informationen, deren Angabe nicht unter "Emissionen" vorgesehen ist, sind in Form von Memo-Items zu melden:

- Menge der verbrannten [TJ] oder in den Prozessen eingesetzten Biomasse [t oder m3],

- CO2-Emissionen [t CO2] aus Biomasse, sofern die Emissionen anhand von Messungen ermittelt werden,

- in andere Anlagen weitergeleitetes CO2 [t CO2] sowie die Angabe, in welchen Verbindungen dies geschehen ist.

Brennstoffe und die daraus resultierenden Emissionen werden unter Verwendung der IPCC-Brennstoffkategorien (siehe Abschnitt 8 dieses Anhangs) gemeldet, die auf den Definitionen der Internationalen Energie-Agentur (http://www.iea.org/stats/defs/ defs.htm) beruhen. In dem Fall, dass der für den Betreiber maßgebliche Mitgliedstaat eine Liste mit Brennstoffkategorien einschließlich Definitionen und Emissionsfaktoren veröffentlicht hat, die bereits für das jüngste Nationale Treibhausgasinventar, das dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde, zugrunde gelegt worden waren, so sind diese Kategorien und Emissionsfaktoren zu verwenden, sofern sie für die einschlägige Überwachungsmethode zulässig sind.

Darüber hinaus müssen die Abfallarten sowie die Emissionen, die aus ihrem Einsatz als Brennstoff oder Einsatzstoff entstehen, gemeldet werden. Die Abfallarten sind unter Verwendung der Klassifikation des "Europäischen Abfallverzeichnisses" (Entscheidung der Kommission 2000/532/EG 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(7): http://europa.eu.int/comm/ environment/waste/legislation/ a.htm zu melden. Der jeweilige sechsstellige Code ist den Bezeichnungen der Abfallarten hinzuzufügen, die in der Anlage verwendet werden.

Emissionen, die innerhalb einer Anlage aus verschiedenen Quellen austreten, aber ein und derselben Tätigkeit zuzuordnen sind, können in aggregierter Form für die jeweilige Tätigkeit gemeldet werden.

Die Emissionen werden gerundet in Form von Tonnen CO2 gemeldet (zum Beispiel 1245978 Tonnen). Die Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren und Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren, die für die Emissionsberechnung bzw. Berichterstattung benötigt werden, sind so zu runden, dass die Werte - bei einem Unsicherheitsfaktor von +- 0,01 % - insgesamt nur fünf Stellen (z. B. 1,2369) aufweisen.

Um zu erreichen, dass die gemäß der Richtlinie gemeldeten Daten mit denen übereinstimmen, die die Mitgliedstaaten unter der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen bzw. im Zusammenhang mit dem Europäischen Schadstoffemissionsregister (EPER) melden, sind alle in einer Anlage durchgeführten Tätigkeiten mit den Codes der beiden folgenden Berichterstattungssysteme zu kennzeichnen:

1) den Codes des "Common Reporting Format" für nationale Treibhausgasinventare, das von den zuständigen Stellen der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen angenommen wurde (siehe Abschnitt 12.1. dieses Anhangs);

2) den IPPC-Codes in Anhang A3 des Europäischen Schadstoffemissionsregisters (EPER) (siehe Abschnitt 12.2 dieses Anhangs).

6. AUFBEWAHRUNG DER INFORMATIONEN

Der Betreiber einer Anlage dokumentiert und archiviert die Daten aus der Überwachung der Treibhausgasemissionen aus allen Quellen einer Anlage, die durch die in Anhang I der Richtlinie aufgeführten Tätigkeiten entstehen.

Die dokumentierten und archivierten Überwachungsdaten müssen eine Prüfung des jährlichen Emissionsberichts (der vom Betreiber einer Anlage gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie in Bezug auf die Emissionen dieser Anlage vorzulegen ist) in Einklang mit den Kriterien des Anhangs V der Richtlinie ermöglichen.

Daten, die nicht im Rahmen des jährlichen Emissionsberichts zu nennen sind, müssen nicht gemeldet oder in sonstiger Weise veröffentlicht werden.

Um die Bestimmung der Emissionen für die prüfende Instanz oder sonstige Dritte nachvollziehbar zu machen, bewahrt der Betreiber einer Anlage sämtliche Berichte über alle Berichtsjahre auf, und zwar für mindestens zehn Jahre nach der Übermittlung des Berichts an die zuständige Behörde gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie.

Bei einer Ermittlung der Emissionen aufgrund von Berechnungen:

- die Liste aller überwachten Quellen;

- die Tätigkeitsdaten, die für die Berechnung der Treibhausgasemissionen aus den verschiedenen Quellen zugrunde gelegt wurden (klassifiziert nach Prozessen und Brennstoffarten);

- die Dokumente, die die Auswahl der jeweiligen Überwachungsmethode begründen, sowie entsprechende Nachweise in Bezug auf alle zeitweiligen oder dauerhaften Änderungen im Zusammenhang mit der Überwachungsmethode bzw. der gewählten Ebenenkonzepte, wie sie von der zuständigen Behörde genehmigt wurden; auch die Gründe für diese Änderungen sind entsprechend zu dokumentieren;

- Unterlagen zu der Überwachungsmethode und den Ergebnissen der Ermittlung der tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren, der Biomasseanteile spezifischer Brennstoffe und der Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren; ferner geeignete Nachweise für die Genehmigung durch die zuständige Behörde;

- Dokumentation des Verfahrens zur Erhebung der Tätigkeitsdaten für die Anlage und entsprechende Unterlagen über die jeweiligen Quellen;

- die Tätigkeitsdaten, die Emissions-, Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren, die der zuständigen Behörde zur Erstellung des nationalen Zuteilungsplans für die Jahre vor dem Zeitraum übermittelt wurden, der durch das Handelssystem erfasst wird;

- Dokumentation der im Zusammenhang mit der Emissionsüberwachung festgelegten Zuständigkeiten;

- den jährlichen Emissionsbericht und

- alle anderen Information, die für die Prüfung des jährlichen Emissionsberichts als erforderlich betrachtet werden.

Die folgenden zusätzlichen Informationen müssen aufbewahrt werden, wenn die Ermittlung der Emissionen auf der Grundlage von Messungen erfolgt:

- Dokumentation der Gründe für die Entscheidung, die Emissionen auf der Grundlagen von Messungen zu überwachen;

- die Daten, die für die Unsicherheitsanalyse in Bezug auf die Treibhausgasemissionen aus den verschiedenen Quellen zugrunde gelegt wurden (klassifiziert nach Prozessen und Brennstoffarten);

- eine detaillierte Beschreibung des kontinuierlichen Messsystems, u. a. auch der Nachweis der Genehmigung durch die zuständige Behörde;

- rohe und aggregierte Daten aus dem kontinuierlichen Messsystem, darunter Dokumentation von Zeitänderungen, das Protokoll zu den durchgeführten Tests, Stillstandszeiten, Kalibrierungen, Service- und Wartungsarbeiten;

- Dokumentation aller Änderungen im Zusammenhang mit dem Messsystem.

7. QUALITÄTSSICHERUNG UND -KONTROLLE

7.1. Allgemeine Auflagen

Für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen in Übereinstimmung mit diesen Leitlinien richtet der Betreiber ein effektives Datenverwaltungssystem ein, das er entsprechend dokumentiert, implementiert und pflegt. Die Einrichtung des Datenverwaltungssystems erfolgt vor Beginn des Berichtszeitraums, um zu gewährleisten, dass alle für die Prüfung erforderlichen Daten ordnungsgemäß erfasst und kontrolliert werden. Die im Datenverwaltungssystem gespeicherten Informationen müssen die in Abschnitt 6 genannten Angaben umfassen.

Die erforderlichen Maßnahmen zur Qualitätssicherung und -kontrolle können im Rahmen des Gemeinschaftssystems für das Umweltmanagement und die Umweltbetriebsprüfung (EMAS) oder anderer Umweltmanagementsysteme, darunter ISO 14001:1996 ("Umweltmanagementsysteme - Spezifikationen mit Anleitung zur Anwendung") durchgeführt werden.

Die Maßnahmen zur Qualitätssicherung und -kontrolle sollen auf die Verfahren, die für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgase benötigt werden, sowie auf die Anwendung dieser Verfahren innerhalb der Anlage ausgerichtet sein. Dazu zählen u. a.:

- die Ermittlung der Quellen von Treibhausgasen, die in der Übersicht in Anhang I der Richtlinie genannt sind,

- die Abfolge und die Interaktion von Überwachungs- und Berichterstattungsverfahren,

- Verantwortlichkeiten und Kompetenz,

- die angewandten Berechnungs- oder Messverfahren,

- die Messeinrichtung (gegebenenfalls),

- Berichterstattung und Aufzeichnungen,

- interne Überprüfung sowohl der aufgezeichneten Daten als auch des Qualitätssicherungssystems,

- korrigierende und präventive Maßnahmen.

Entscheidet sich ein Betreiber, bestimmte Verfahren auszulagern, die der Qualitätssicherung und -kontrolle unterliegen, so ist der Betreiber verpflichtet, die Kontrolle dieser Verfahren und deren Transparenz zu gewährleisten. Die einschlägigen Maßnahmen zur Kontrolle und zur Wahrung der Transparenz solcher ausgelagerten Verfahren werden im Rahmen der Maßnahmen zur Qualitätssicherung und -kontrolle festgelegt.

7.2. Messverfahren und -geräte

Der Betreiber stellt sicher, dass alle relevanten Messgeräte in regelmäßigen Abständen kalibriert, justiert und kontrolliert werden (auch direkt vor ihrem Einsatz). Darüber hinaus sind sie anhand von Messstandards zu kontrollieren, die auf internationalen Messstandards beruhen. Darüber hinaus bewertet der Betreiber die Validität der früheren Messergebnisse und zeichnet diese auf für den Fall, dass sich herausstellt, das die Messeinrichtung nicht den Anforderungen entspricht. Wenn sich herausstellt, dass die Messeinrichtung nicht den Anforderungen entspricht, muss der Betreiber unverzüglich entsprechende Maßnahmen einleiten. Die Aufzeichnungen der Ergebnisse der Kalibrierung und Authentifikation sind aufzubewahren.

Arbeitet der Betreiber mit einem kontinuierlichen Emissionsmesssystem, so muss er die Vorgaben der EN 14181 ("Emissionen aus stationären Quellen - Qualitätssicherung für automatische Messeinrichtungen") und der EN ISO 14956:2002 ("Luftbeschaffenheit - Beurteilung der Eignung eines Messverfahrens durch Vergleich mit einer geforderten Messunsicherheit") erfuellen.

Alternativ hierzu können unabhängige und akkreditierte Prüflaboratorien mit den Messungen, mit der Auswertung der Daten, der Überwachung und der Berichterstattung beauftragt werden. In diesem Fall muss das betreffende Prüflabor zusätzlich nach EN ISO 17025:2000 ("Allgemeine Anforderungen an die Kompetenz von Prüf- und Kalibrierlaboratorien") akkreditiert sein.

7.3. Datenverwaltung

Der Betreiber führt Maßnahmen zur Sicherung und Kontrolle der Qualität seiner Datenverwaltung durch, um Auslassungen, Falschdarstellungen und Fehler zu vermeiden. Diese Maßnahmen werden vom Betreiber entsprechend der Komplexität der Datensätze erarbeitet. Die Maßnahmen zur Sicherung und Kontrolle der Qualität der Datenverwaltung werden aufgezeichnet. Die diesbezüglichen Aufzeichnungen werden der prüfenden Instanz zur Verfügung gestellt.

Auf der betrieblichen Ebene kann eine einfache und effektive Sicherung und Kontrolle der Datenqualität realisiert werden, indem die im Rahmen der Überwachung erfassten Werte über einen vertikalen oder horizontalen Ansatz miteinander verglichen werden.

Beim vertikalen Ansatz werden die Emissionsdaten verschiedener Jahre miteinander verglichen, die in ein und derselben Anlage in eben diesen Jahren erfasst wurden. Ein Überwachungsfehler ist wahrscheinlich, wenn die Abweichungen zwischen den in den verschiedenen Jahren gemessenen Daten nicht erklärt werden können durch:

- Veränderungen im Tätigkeitsniveau,

- Veränderungen bei den Brennstoffen oder Einsatzstoffen,

- Veränderungen bei den Emissionsprozessen (z. B. Verbesserung der Energieeffizienz).

Beim horizontalen Ansatz werden verschiedene Werte, die im Rahmen der betrieblichen Organisation erfasst werden, miteinander verglichen.

- Vergleich der Daten über den Brennstoff- oder Einsatzstoffverbrauch spezifischer Quellen mit den Daten über den Brennstoffankauf bzw. den Daten über Lagerbestandsveränderungen,

- Vergleich der Daten über den Gesamtverbrauch an Brennstoffen oder Einsatzstoffen mit den Daten über den Brennstoffankauf bzw. mit den Daten über Lagerbestandsveränderungen,

- Vergleich der Emissionsfaktoren, die berechnet oder vom Lieferanten bereitgestellt wurden, mit nationalen oder internationalen Referenzemissionsfaktoren vergleichbarer Brennstoffe,

- Vergleich der anhand von Brennstoffanalysen ermittelten Emissionsfaktoren mit nationalen oder internationalen Referenzemissionsfaktoren vergleichbarer Brennstoffe,

- Vergleich der gemessenen und der berechneten Emissionen.

7.4. Prüfung und Wesentlichkeit

Der Betreiber legt der prüfenden Instanz den Emissionsbericht, eine Kopie der Betriebsgenehmigungen der einzelnen Anlagen sowie alle weiteren Informationen vor, die für die prüfende Instanz von Interesse sind. Die prüfende Instanz beurteilt, ob die vom Betreiber angewandte Überwachungsmethode mit der von der zuständigen Behörde genehmigten Methode der betreffenden Anlage, mit den in Abschnitt 3 dargelegten Grundsätzen für die Überwachung und Berichterstattung sowie mit den Leitlinien übereinstimmt, die in diesem und in den folgenden Anhängen festgelegt sind. Aufgrund der Ergebnisse dieser Prüfung beurteilt die prüfende Instanz, ob im Emissionsbericht Auslassungen, Falschdarstellungen und Fehler enthalten sind, die zur Folge haben können, dass der Bericht wesentlich falsche Angaben enthält.

Was das Prüfungsverfahren betrifft, so muss die prüfende Instanz vor allem

- alle in der Anlage durchgeführten Tätigkeiten kennen sowie ferner die Emissionsquellen innerhalb der Anlage, die für die Überwachung oder Ermittlung der Tätigkeitsdaten eingesetzte Messeinrichtung, die Herkunft und Anwendung der Emissionsfaktoren und Oxidations-/Umsetzungsfaktoren sowie die Umgebung, in der die Anlage betrieben wird;

- das Datenverwaltungssystem des Betreibers sowie die gesamte Organisation in Bezug auf die Überwachung und Berichterstattung kennen. Der prüfenden Instanz sind alle im Datenverwaltungssystem gespeicherten Daten zur Verfügung zu stellen, die diese dann analysieren und prüfen wird;

- entsprechend der Art und der Komplexität der Emissionsquellen sowie der Tätigkeiten in der Anlage festlegen, inwieweit falsche Angaben noch akzeptabel sind;

- aufgrund ihrer professionellen Erfahrungen und der Angaben des Betreibers feststellen, inwieweit fehlerhafte Daten zu wesentlich falschen Angaben im Emissionsbericht führen können;

- einen Prüfplan erstellen, der dem Ergebnis der Risikoanalyse und dem Umfang bzw. der Komplexität der Tätigkeiten und der Emissionsquellen gerecht wird. In diesem Prüfplan werden die Probenahmeverfahren definiert, die in den Anlagen des Betreibers vorzunehmen sind;

- den Prüfplan umsetzen, indem entsprechend dem definierten Probenahmeverfahren Daten sowie alle weiteren relevanten Informationen gesammelt werden, die die prüfende Instanz für ihren abschließenden Bericht zugrunde legen wird;

- überprüfen, ob die in der Genehmigung spezifizierte Überwachungsmethode Ergebnisse gebracht hat, die - was ihre Genauigkeit betrifft - dem definierten Ebenenkonzept entspricht;

- den Betreiber auffordern, alle fehlenden Daten oder fehlende Teile des Prüfpfads vorzulegen, Abweichungen in den Emissionsdaten zu erklären oder Berechnungen erneut durchzuführen, bevor sie zu einem endgültigen Prüfergebnis kommt.

Während des gesamten Prüfungsverfahrens wird die prüfende Instanz nach fehlerhaften Angaben suchen, indem sie prüft, ob

- die in den Abschnitten 7.1, 7.2 und 7.3 beschriebenen Verfahren zur Qualitätssicherung und -kontrolle umgesetzt wurden;

- sich aus den gesammelten Daten objektive und eindeutige Anhaltspunkte dafür ergeben, dass fehlerhafte Angaben gemacht wurden.

Die prüfende Instanz bewertet die Wesentlichkeit einzelner fehlerhafter Angaben wie auch der Gesamtheit der nicht berichtigten fehlerhaften Angaben unter Berücksichtigung aller Auslassungen, Falschdarstellungen oder Fehler, die zu wesentlich falschen Angaben führen können (so z. B. bei einem Datenverwaltungssystem, das nicht transparente, verzerrte oder uneinheitliche Zahlen liefert). Das Maß der Gewissheit sollte mit der Annäherung an die Grenze einhergehen, die für die betreffende Anlage in Bezug auf die Wesentlichkeit falscher Angaben festgesetzt wurde.

Zum Ende des Prüfungsverfahrens beurteilt die prüfende Instanz, ob der Emissionsbericht irgendwelche wesentlich falschen Angaben enthält. Kommt die prüfende Instanz zu dem Schluss, dass der Emissionsbericht keine wesentlich falschen Angaben enthält, kann der Betreiber den Emissionsbericht gemäß Artikel 14 Absatz 3 der Richtlinie an die zuständige Behörde übermitteln. Kommt die prüfende Instanz zu dem Schluss, dass der Emissionsbericht wesentlich falsche Angaben enthält, wird der Bericht des Betreibers als nicht zufrieden stellend bewertet. In Übereinstimmung mit Artikel 15 der Richtlinie stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass ein Betreiber, dessen Bericht - was die Emissionen des Vorjahres betrifft - bis zum 31. März des folgenden Jahres nicht als zufrieden stellend bewertet wurde, keine weiteren Zertifikate übertragen kann, und zwar solange bis dieser Betreiber einen Bericht vorlegt, der als zufrieden stellend bewertet wird. Gemäß Artikel 16 der Richtlinie legen die Mitgliedstaaten entsprechende Sanktionen fest.

Anhand der im Emissionsbericht, der als zufrieden stellend bewertet wurde, für die Gesamtemissionen ausgewiesenen Zahl prüft die zuständige Behörde dann, ob der Betreiber für die betreffende Anlage eine genügende Anzahl Zertifikate abgegeben hat.

Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass Auffassungsunterschiede zwischen dem Betreiber, der prüfenden Instanz und der zuständigen Behörde einer ordnungsgemäßen Berichterstattung nicht im Wege stehen und dass diese in Einklang mit der Richtlinie, mit diesen Leitlinien sowie mit den von den Mitgliedstaaten gemäß Anhang V erarbeiteten Rechts- und Verwaltungsvorschriften und den einschlägigen nationalen Verfahren beseitigt werden.

8. EMISSIONSFAKTOREN

In diesem Abschnitt werden Referenzemissionsfaktoren für den Ebene-1-Ansatz genannt, durch die eine Verwendung nicht tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktoren ermöglicht wird. Sollte ein Brennstoff keiner bestehenden Kategorie angehören, so kann der Betreiber den verwendeten Brennstoff entsprechend seines Fachwissens einer verwandten Brennstoffkategorie zuordnen. Allerdings muss dies durch die zuständige Behörde genehmigt werden.

TABELLE 4

Emissionsfaktoren fossiler Brennstoffe - ermittelt anhand des spezifischen Heizwerts, ohne Oxidationsfaktoren

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9. LISTE CO2-NEUTRALER BIOMASSE

Die im Folgenden aufgeführte, nicht erschöpfende Beispielliste nennt eine Reihe von Stoffen, die im Sinne dieser Leitlinien als Biomasse betrachtet werden. Sie werden mit einem Emissionsfaktor von 0 [t CO2/TJ oder t oder m3] gewichtet. Torf und fossile Anteile der unten aufgeführten Stoffe sind nicht als Biomasse zu betrachten.

1) Pflanzen und Pflanzenteile, u. a.:

- Stroh,

- Heu und Gras,

- Blätter, Holz, Wurzeln, Baumstümpfe, Rinde,

- Kulturpflanzen, z. B. Mais und Triticale.

2) Biomasse-Abfälle, -Erzeugnisse und -Nebenerzeugnisse, u. a.:

- industrielle Holzabfälle (Abfallholz aus der Holzbearbeitung und -verarbeitung sowie Abfallholz aus der Holzwerkstoffindustrie),

- Gebrauchtholz (gebrauchte Erzeugnisse aus Holz, Holzwerkstoffen) sowie Erzeugnisse und Nebenerzeugnisse aus der Holzverarbeitung,

- holzartige Abfälle aus der Zellstoff- und Papierindustrie, z. B. Schwarzlauge,

- forstwirtschaftliche Rückstände,

- Tier-, Fisch- und Lebensmittelmehl, Fett, Öl und Talg,

- Primärrückstände aus der Lebensmittel- und Getränkeindustrie,

- Dung,

- Rückstände landwirtschaftlicher Nutzpflanzen,

- Klärschlamm,

- Biogas aus der Faulung, Gärung oder Vergasung von Biomasse,

- Hafenschlamm und andere Schlämme und Sedimente aus Gewässern,

- Deponiegas.

3) Biomasse-Anteile von Mischstoffen u. a.:

- der Biomasseanteil von Treibgut aus der Wasserwirtschaft,

- der Biomasseanteil von gemischten Rückständen aus der Lebensmittel- und Getränkeherstellung,

- der Biomasseanteil von Verbundwerkstoffen mit Holzanteil,

- der Biomasseanteil textiler Abfälle,

- der Biomasseanteil von Papier, Karton, Pappe,

- der Biomasseanteil von Industrie- und Siedlungsabfällen,

- der Biomasseanteil aufbereiteter Industrie- und Siedlungsabfälle.

4) Brennstoffe, deren Bestandteile und Zwischenprodukte aus Biomasse erzeugt wurden, u. a.:

- Bioethanol,

- Biodiesel,

- ETBE/Bioethanol,

- Biomethanol,

- Biodimethylether,

- Bioöl (ein Pyrolyse-Heizöl) und Biogas.

10. ERMITTLUNG TÄTIGKEITSSPEZIFISCHER DATEN UND FAKTOREN

10.1. Ermittlung der spezifischen Heizwerte und der Emissionsfaktoren von Brennstoffen

Welches spezifische Verfahren zur Ermittlung des tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktors bzw. welches Probenahmeverfahren für die verschiedenen Brennstoffarten Anwendung finden soll, ist vor Beginn des jeweiligen Berichtszeitraums mit der zuständigen Behörde abzustimmen.

Die Verfahren, die für die Brennstoffprobenahme und die Ermittlung des spezifischen Heizwerts, des Kohlenstoffgehalts und des Emissionsfaktors angewandt werden, müssen den einschlägigen CEN-Normen (beispielsweise zu den Verfahren und zur Häufigkeit der Probenahme, zur Ermittlung des spezifischen Brenn- und Heizwerts der verschiedenen Brennstoffarten) entsprechen, sofern solche verabschiedet wurden. Sollten keine einschlägigen CEN-Normen verfügbar sein, so sind die entsprechenden ISO-Normen oder nationalen Normen anzuwenden. Gibt es keine geltenden Normen, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines") der Industrie entsprechen.

Beispiele für einschlägige CEN-Normen sind:

- EN ISO 4259:1996 "Mineralölerzeugnisse - Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren".

Beispiele für einschlägige ISO-Normen sind:

- ISO 13909-1,2,3,4: 2001 Steinkohle und Koks - Mechanische Probenahme;

- ISO 5069-1,2: 1983: Braunkohlen und Lignite; Grundsätze der Probenentnahme;

- ISO 625:1996 Feste mineralische Brennstoffe - Bestimmung von Kohlenstoff und Wasserstoff - Verfahren nach Liebig;

- ISO 925:1997 Feste Brennstoffe - Bestimmung des Carbonat-Kohlenstoff-Gehaltes - Gravimetrisches Verfahren;

- ISO 9300-1990: Durchflussmessung von Gasen mit Venturidüsen bei kritischer Strömung;

- ISO 9951-1993/94: Gasdurchflussmessung in geschlossenen Leitungen; Turbinenradzähler.

Als ergänzende nationale Normen für die Kennzeichnung von Brennstoffen sind zu nennen:

- DIN 51900-1:2000 "Prüfung fester und fluessiger Brennstoffe - Bestimmung des Brennwertes mit dem Bomben-Kalorimeter und Berechnung des Heizwertes - Teil 1: Allgemeine Angaben, Grundgeräte, Grundverfahren";

- DIN 51857:1997 "Gasförmige Brennstoffe und sonstige Gase - Berechnung von Brennwert, Heizwert, Dichte, relativer Dichte und Wobbeindex von Gas und Gasgemischen";

- DIN 51612:1980 Prüfung von Flüssiggas; Berechnung des Heizwertes;

- DIN 51721:2001 "Prüfung fester Brennstoffe - Bestimmung des Gehaltes an Kohlenstoff und Wasserstoff" (gilt auch für fluessige Brennstoffe).

Das Laboratorium, das mit der Ermittlung des Emissionsfaktors, des Kohlenstoffgehalts und dem spezifischen Heizwert beauftragt wird, muss nach EN ISO 17025 ("Allgemeine Anforderungen an die Kompetenz von Prüf- und Kalibrierlaboratorien") akkreditiert sein.

Wichtig ist zu beachten, dass für die Ermittlung genauer tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktoren - neben einem hinreichend genauen Analyseverfahren zur Bestimmung des Kohlenstoffgehalts und des spezifischen Heizwerts - vor allem das Verfahren und die Häufigkeit der Probenahme sowie die Vorbereitung der Probe von entscheidender Bedeutung sind. Wie diese konkret aussehen, hängt in hohem Maß von dem Zustand und der Homogenität des Brennstoffs/Eingangsmaterials ab. Bei heterogenen Stoffen (wie festen Siedlungsabfällen) wird eine sehr viel höhere Zahl von Proben erforderlich sein. Bei den meisten kommerziellen gasförmigen oder fluessigen Brennstoffen dagegen wird die erforderliche Probenzahl sehr viel geringer sein.

Die Bestimmung des Kohlenstoffgehalts, der spezifischen Heizwerte und der Emissionsfaktoren für Brennstoffchargen sollte in der Regel der gängigen Praxis für repräsentative Probenahmen entsprechen. Der Betreiber muss den Nachweis erbringen, dass es sich bei dem errechneten Kohlenstoffgehalt sowie bei den ermittelten Brennwerten und Emissionsfaktoren um repräsentative und unverzerrte Werte handelt.

Der jeweilige Emissionsfaktor findet nur auf die Brennstoffcharge Anwendung, für die er ermittelt wurde.

Die in dem jeweiligen mit der Ermittlung des Emissionsfaktors beauftragten Labor angewandten Verfahren sowie alle Ergebnisse sind umfassend zu dokumentieren und aufzubewahren. Die Unterlagen werden der Instanz, die den Emissionsbericht prüft, zur Verfügung gestellt.

10.2. Ermittlung der tätigkeitsspezifischen Oxidationsfaktoren

Welches spezifische Verfahren zur Ermittlung des tätigkeitsspezifischen Oxidationsfaktors bzw. welches Probenahmeverfahren für eine spezifische Brennstoffart Anwendung finden soll, ist vor Beginn des jeweiligen Berichtszeitraums mit der zuständigen Behörde abzustimmen.

Die Verfahren, die zur Ermittlung tätigkeitsspezifischer Oxidationsfaktoren (z. B. mittels des Kohlenstoffgehalts von Ruß, Asche, Abwässern und sonstigen Abfällen oder Nebenprodukten) für eine spezifische Tätigkeit angewandt werden, müssen den einschlägigen CEN-Normen entsprechen, sofern solche verabschiedet wurden. Sollten keine einschlägigen CEN-Normen verfügbar sein, so sind die entsprechenden ISO-Normen oder nationalen Normen anzuwenden. Gibt es keine geltenden Normen, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines") der Industrie entsprechen.

Das Laboratorium, das mit der Bestimmung des Oxidationsfaktors bzw. mit der Ermittlung der zugrunde liegenden Daten beauftragt wird, muss nach EN ISO 17025 ("Allgemeine Anforderungen an die Kompetenz von Prüf- und Kalibrierlaboratorien") akkreditiert sein.

Die Bestimmung der tätigkeitsspezifischen Oxidationsfaktoren anhand von Einsatzstoffchargen sollte in der Regel der gängigen Praxis für repräsentative Probenahmen entsprechen. Der Betreiber muss den Nachweis erbringen, dass es sich bei ermittelten Oxidationsfaktoren um repräsentative und unverzerrte Werte handelt.

Die in dem jeweiligen mit der Ermittlung der Oxidationsfaktoren beauftragten Labor angewandten Verfahren sowie alle Ergebnisse sind umfassend zu dokumentieren und aufzubewahren. Die Unterlagen werden der Instanz, die den Emissionsbericht prüft, zur Verfügung gestellt

10.3. Bestimmung der Prozessemissionsfaktoren und der Zusammensetzungsdaten

Welches spezifische Verfahren zur Ermittlung des tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktors bzw. welches Probenahmeverfahren für die verschiedenen Eingangsmaterialarten Anwendung finden soll, ist vor Beginn des jeweiligen Berichtszeitraums mit der zuständigen Behörde abzustimmen.

Die Verfahren, die für die Probenahme bzw. die Ermittlung der Zusammensetzung des betreffenden Eingangsmaterials oder für die Ableitung eines Prozessemissionsfaktors angewandt werden, müssen den einschlägigen CEN-Normen entsprechen, sofern solche verabschiedet wurden. Sollten keine einschlägigen CEN-Normen verfügbar sein, so sind die entsprechenden ISO-Normen oder nationalen Normen anzuwenden. Gibt es keine geltenden Normen, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines") der Industrie entsprechen.

Das Laboratorium, das mit der Ermittlung der Zusammensetzung oder des Emissionsfaktors beauftragt wird, muss nach EN ISO 17025 ("Allgemeine Anforderungen an die Kompetenz von Prüf- und Kalibrierlaboratorien") akkreditiert sein.

Die Bestimmung der Prozessemissionsfaktoren und der Zusammensetzungsdaten von Materialchargen sollte in der Regel der gängigen Praxis für repräsentative Probenahmen entsprechen. Der Betreiber muss den Nachweis erbringen, dass es sich bei dem ermittelten Prozessemissionsfaktor und den Zusammensetzungsdaten um repräsentative und unverzerrte Angaben handelt.

Der jeweilige Wert findet nur auf die Materialcharge Anwendung, für die er ermittelt wurde.

Die in der jeweiligen mit der Bestimmung des Emissionsfaktors bzw. der Ermittlung der Zusammensetzungsdaten beauftragten Einrichtung angewandten Verfahren sowie alle Ergebnisse sind umfassend zu dokumentieren und aufzubewahren. Die Unterlagen werden der Instanz, die den Emissionsbericht prüft, zur Verfügung gestellt.

10.4. Ermittlung des Biomasse-Anteils

Der Begriff "Biomasse-Anteil" im Sinne dieser Leitlinien meint entsprechend der Definition von Biomasse (siehe die Abschnitte 2 und 9 dieses Anhangs) den prozentualen Anteil des brennbaren Biomasse-Kohlenstoffs am gesamten Kohlenstoffgehalt eines Brennstoffgemischs.

Welches spezifische Verfahren zur Ermittlung des Biomasse-Anteils bzw. welches Probenahmeverfahren für die verschiedenen Brennstoffarten Anwendung finden soll, ist vor Beginn des jeweiligen Berichtszeitraums mit der zuständigen Behörde abzustimmen.

Die Verfahren die für die Brennstoffprobenahme und die Ermittlung des Biomasse-Anteils angewandt werden, müssen den einschlägigen CEN-Normen entsprechen, sofern solche verabschiedet wurden. Sollten keine einschlägigen CEN-Normen verfügbar sein, so sind die entsprechenden ISO-Normen oder nationalen Normen anzuwenden. Gibt es keine geltenden Normen, so können gegebenenfalls Verfahren angewandt werden, die vorliegenden Normentwürfen oder den Leitlinien hinsichtlich der bewährtesten Praxis ("Best Practice Guidelines") der Industrie entsprechen(8).

Für die Ermittlung des Biomasse-Anteils eines Brennstoffs bieten sich verschiedene Methoden an, die von einer manuellen Sortierung der Bestandteile gemischter Stoffe über differenzielle Methoden, die die Heizwerte einer binären Mischung und deren beiden reinen Bestandteile bestimmen, bis zu einer Kohlenstoff-14-Isotopenanalyse. Die Wahl der Methode hängt von der Art der in Frage stehenden Brennstoffmischung ab.

Das Laboratorium, das mit der Bestimmung des Biomasse-Anteils beauftragt wird, muss nach EN ISO 17025 ("Allgemeine Anforderungen an die Kompetenz von Prüf- und Kalibrierlaboratorien") akkreditiert sein.

Die Bestimmung des Biomasse-Anteils der Eingangsmaterialchargen erfolgt in der Regel der allgemeinen Praxis für repräsentative Probenahmen. Der Betreiber muss den Nachweis erbringen, dass es sich bei den abgeleiteten Werten um repräsentative und unverzerrte Werte handelt.

Der jeweilige Wert findet nur auf die Materialcharge Anwendung, für die er ermittelt wurde.

Die in dem jeweiligen mit der Bestimmung des Biomasse-Anteils beauftragten Labor angewandten Verfahren sowie alle Ergebnisse sind umfassend zu dokumentieren und aufzubewahren. Die Unterlagen werden der Instanz, die den Emissionsbericht prüft, zur Verfügung gestellt.

Ist eine Bestimmung des Biomasse-Anteils eines Brennstoffgemischs aus technischen Gründen nicht möglich oder würde eine solche Analyse unverhältnismäßig hohe Kosten verursachen, so muss der Betreiber entweder einen Biomasse-Anteil von 0 % zugrunde legen (d. h. er muss annehmen, dass der in dem in Frage stehenden Brennstoff enthaltene Kohlenstoff vollständig fossiler Natur ist) oder eine von der zuständigen Behörde zu genehmigende Schätzmethode vorschlagen.

11. BERICHTSFORMAT

Die folgende Tabelle ist für die Berichterstattung zugrunde zu legen. Sie kann entsprechend der Anzahl der Tätigkeiten, der Art der Anlagen, der Brennstoffe und der überwachten Prozesse angepasst werden.

11.1. Anlagedaten

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

11.2. Übersicht - Tätigkeiten und Emissionen innerhalb einer Anlage

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

11.3. Emissionen aus der Verbrennung (Berechnung)

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

11.4. Prozessemissionen (Berechnung)

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

12. KATEGORIEN FÜR DIE BERICHTERSTATTUNG

Die Berichterstattung über die Emissionen erfolgt entsprechend den Kategorien des IPCC-Berichtsformats und dem IPPC-Code gemäß Anhang A3 der EPER-Entscheidung (siehe Abschnitt 12.2 dieses Anhangs). Die spezifischen Kategorien der beiden Berichtsformate werden unten angeführt. Kann eine Tätigkeit zwei oder mehr Kategorien zugeordnet werden, so erfolgt die Klassifizierung nach dem Hauptzweck der betreffenden Tätigkeit.

12.1. IPCC-Berichtsformat

Bei der unten aufgeführten Tabelle handelt es sich um einen Auszug aus dem gemeinsamen Berichtsformat ("Common Reporting Format", CRF) der UNFCCC-Leitlinien für die Berichterstattung über die Jahresverzeichnisse ("UNFCCC reporting guidelines on annual inventories")(9). Nach dem CRF werden die Emissionen in sieben Hauptkategorien unterteilt:

- energiebedingte Emissionen,

- industrielle Verfahren,

- Lösemittel- und sonstige Produktverwendung,

- Landwirtschaft,

- Änderung der Flächennutzung und Forstwirtschaft,

- Abfallwirtschaft,

- sonstiges.

Die folgende Tabelle zeigt die Kategorien 1, 2 und 6 sowie deren Unterkategorien:

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

12.2. IPPC-Code der Quellenkategorien gemäß der EPER-Entscheidung

Bei der unten angeführten Tabelle handelt es sich um einen Auszug aus Anhang A3 der Entscheidung 2000/479/EG der Kommission vom 17. Juli 2000 über den Aufbau eines Europäischen Schadstoffemissionsregisters gemäß Artikel 15 der Richtlinie 96/61/EG des Rates über die integrierte Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung(10).

Auszug aus Anhang A3 der Entscheidung EPER

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

(1) Abrufbar unter: http://eippcb.jrc.es/.

(2) Auf der Grundlage der der Atommasse von Kohlenstoff (12) und Sauerstoff (16) gemäß den überarbeiteten IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare: "Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Reference Manual", 1.13 (1996).

(3) ABl. L 41 vom 14.2.2003, S. 26.

(4) Die Tätigkeitsdaten für Verbrennungsprozesse sind als Energie (spezifischer Heizwert) und Masse zu melden. Biomasse-Brennstoffe oder -Einsatzstoffe sind in Form von Tätigkeitsdaten zu melden.

(5) Emissionsfaktoren für Verbrennungsprozesse sind als CO2-Emission je Energiegehalt zu melden.

(6) Umsetzungs- und Oxidationsfaktoren sind als reiner Bruch darzustellen und zu melden.

(7) ABl. L 226 vom 6.9.2000, S. 3. Zuletzt geändert durch die Entscheidung 2001/573/EG des Rates (ABl. L 203 vom 28.7.2001, S. 18).

(8) Ein Beispiel hierfür ist die niederländische Norm BRL-K 10016 ("Der Biomasseanteil sekundärer Brennstoffe"), die von KIWA erarbeitet wurde.

(9) UNFCCC (1999): FCCC/CP/1999/7.

(10) ABl. L 192, 28.7.2000, S. 36.

ANHANG II

Leitlinien für Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit den in Anhang I der Richtlinie aufgelisteten Tätigkeiten

1. EINSCHRÄNKUNGEN UND VOLLSTÄNDIGKEIT

Die in diesem Anhang enthaltenen tätigkeitsspezifischen Leitlinien sind für die Überwachung von Treibhausgasemissionen aus Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung über 20 MW (ausgenommen Anlagen für die Verbrennung von gefährlichen oder Siedlungsabfällen) gedacht, wie sie in Anhang I der Richtlinie aufgeführt sind, sowie für die Überwachung von Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit anderen Tätigkeiten des Anhangs I der Richtlinie, sofern in den Anhängen III bis XI dieser Leitlinien auf diese Bezug genommen wird.

Die Überwachung von Treibhausgasemissionen aus Verbrennungsprozessen erstreckt sich auf Emissionen aus der Verbrennung aller Brennstoffe in einer Anlage wie auch auf Emissionen aus der Abgaswäsche beispielsweise zur Entfernung von SO2. Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen/Geräten unterliegen nicht der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht. Alle Treibhausgasemissionen einer Anlage aus der Verbrennung von Brennstoffen sind eben dieser zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Energie an andere Anlagen abgegeben wurde. Emissionen, die im Zusammenhang mit der Erzeugung von weitergeleiteter Wärme oder Energie entstehen, sind der Anlage zuzurechnen, in der diese erzeugt wurde, und nicht der Anlage, an die diese abgegeben wurde.

2. BESTIMMUNG VON CO2-EMISSIONEN

Zu den Feuerungsanlagen, aus denen CO2-Emissionen freigesetzt werden können, zählen:

- Heizkessel,

- Brenner,

- Turbinen,

- Heizgeräte,

- Industrieöfen,

- Verbrennungsöfen,

- Brennöfen,

- Öfen,

- Trockner,

- Motoren,

- Fackeln,

- Abgaswäscher (Prozessemissionen),

- sonstige Geräte oder Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, mit Ausnahme von Geräten oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Beförderungszwecken genutzt werden.

2.1. Berechnung von CO2-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

2.1.1.1. Verbrennungstätigkeiten allgemein

CO2-Emissionen aus der Verbrennung sind zu berechnen, indem der Energiegehalt eines jeden eingesetzten Brennstoffs mit einem Emissionsfaktor und einem Oxidationsfaktor multipliziert wird. Demnach wird für jeden Brennstoff, der im Zusammenhang mit einer Tätigkeit eingesetzt wird, folgende Berechnung angestellt:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Die Tätigkeitsdaten werden als Nettoenergiegehalt des Brennstoffs [TJ] ausgedrückt, der während des Berichtszeitraums verbraucht wurde. Der Energiegehalt des Brennstoffverbrauchs wird anhand der folgenden Formel berechnet:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

(1)

wobei:

a1) verbrauchter Brennstoff:

Ebene 1:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 7,5 % je Messvorgang.

Ebene 2a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 5,0 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 2b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 4,5 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei:

Brennstoff C: der im Berichtszeitraum verbrannte Brennstoff,

Brennstoff P: der im Berichtszeitraum gekaufte Brennstoff,

Brennstoff S: Brennstofflagerbestand zu Beginn des Berichtszeitraums,

Brennstoff E: Brennstofflagerbestand zum Ende des Berichtszeitraums,

Brennstoff O: für andere Zwecke eingesetzter Brennstoff (Weiterbeförderung oder Wiederverkauf).

Ebene 3a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 2,5 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 3b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 2,0 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei:

Brennstoff C: der im Berichtszeitraum verbrannte Brennstoff,

Brennstoff P: der im Berichtszeitraum gekaufte Brennstoff,

Brennstoff S: Brennstofflagerbestand zu Beginn des Berichtszeitraums,

Brennstoff E: Brennstofflagerbestand zum Ende des Berichtszeitraums,

Brennstoff O: für andere Zwecke eingesetzter Brennstoff (Weiterbeförderung oder Wiederverkauf).

Ebene 4a:

Der Brennstoffverbrauch wird ohne Zwischenlagerung vor der Verbrennung in der Anlage gemessen, wobei Messgeräte mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 1,5 % je Messvorgang verwendet werden.

Ebene 4b:

Der Brennstoffankauf wird mittels Messgeräten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als 1,0 % je Messvorgang gemessen. Der Brennstoffverbrauch wird anhand des Massenbilanzansatzes berechnet, der auf der gekauften Brennstoffmenge und der über einen bestimmten Zeitraum festgestellten Differenz im Lagerbestand beruht. Dabei ist folgende Formel zu verwenden:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei:

Brennstoff C: der im Berichtszeitraum verbrannte Brennstoff,

Brennstoff P: der im Berichtszeitraum gekaufte Brennstoff,

Brennstoff S: Brennstofflagerbestand zu Beginn des Berichtszeitraums,

Brennstoff E: Brennstofflagerbestand zum Ende des Berichtszeitraums,

Brennstoff O: für andere Zwecke eingesetzter Brennstoff (Weiterbeförderung oder Wiederverkauf).

Zu beachten ist, dass unterschiedliche Brennstoffarten erhebliche Abweichungen bei den zulässigen Unsicherheitsfaktoren des Messverfahrens zur Folge haben, wobei gasförmige und fluessige Brennstoffe generell mit größerer Genauigkeit gemessen werden können als feste Brennstoffe. In jeder Brennstoffklasse gibt es jedoch zahlreiche Ausnahmen (in Abhängigkeit von der Art und den Eigenschaften des Brennstoffs, der Art der Anlieferung (Schiff, Schiene, Lkw, Förderband, Pipeline) und den spezifischen Bedingungen der Anlage), was eine einfache Zuordnung der Brennstoffe zu bestimmenden Ebenenkonzepten ausschließt.

a2) Spezifischer Heizwert:

Ebene 1:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde. Diese sind in Anlage 2.1 A.3 "1990 country specific net calorific values" zur 2000 IPCC "Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories" (http://www.ipcc.ch/pub/guide.htm) festgelegt.

Ebene 2:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde, wie er von dem für ihn relevanten Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde.

Ebene 3:

Der für die einzelnen Brennstoffchargen repräsentative spezifische Heizwert wird vom Betreiber, einem beauftragten Labor oder dem Brennstofflieferanten in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I gemessen.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Für jeden Brennstoff werden Referenzfaktoren gemäß Abschnitt 8 des Anhangs I verwendet.

Ebene 2a:

Der Betreiber legt für jeden Brennstoff einen länderspezifischen Heizwert zugrunde, wie er von dem für ihn relevanten Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt wurde.

Ebene 2b:

Der Betreiber leitet die Emissionsfaktoren für jede Brennstoffcharge anhand eines der folgenden etablierten Proxywerte ab:

1) einer Dichtemessung von spezifischen Ölen oder Gasen, die z. B. üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden, und

2) dem spezifischen Heizwert bestimmter Kohlearten,

in Kombination mit einer empirischen Korrelation, die entsprechend der Bestimmungen von Abschnitt 10 des Anhangs I von einem externen Labor ermittelt wurde. Der Betreiber stellt sicher, dass die Korrelation den Anforderungen der guten Ingenieurpraxis entspricht und dass sie nur auf Proxywerte angewandt wird, für die sie ermittelt wurde.

Ebene 3:

Die für die in Frage stehende Charge repräsentativen tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren werden vom Betreiber, einem externen Labor oder vom Brennstofflieferanten in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I ermittelt.

c) Oxidationsfaktor

Ebene 1:

Bei allen festen Brennstoffen wird eine Referenzoxidation/ein Referenzwert von 0,99 (das entspricht einer Umwandlung von Kohlenstoff zu CO2 von 99 %) zugrunde gelegt; für alle anderen Brennstoffe liegt dieser Wert bei 0,995.

Ebene 2:

Bei festen Brennstoffen werden die tätigkeitsspezifischen Emissionsfaktoren vom Betreiber anhand des Kohlenstoffgehalts der Asche, der Abwässer und sonstiger Abfälle oder Nebenprodukte sowie anhand anderer Emissionen nicht vollständig oxidierten Kohlenstoffs entsprechend den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I abgeleitet.

2.1.1.2. Fackeln

Zu den Emissionen durch das Abfackeln von Gasen zählen das routinemäßige Abfackeln und das betriebsbedingte Abfackeln (Anfahren, Stillsetzen und Notbetrieb).

Die CO2-Emissionen werden anhand der Menge abgefackelter Gase [m3] und dem Kohlenstoffgehalt der abgefackelte Gase [t CO2/m3] (einschließlich anorganischem Kohlenstoff) berechnet.

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m3], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 12,5 % je Messvorgang.

Ebene 2:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m3], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 7,5 % je Messvorgang.

Ebene 3:

Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase [m3], abgeleitet anhand einer Volumenmessung mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 2,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Verwendung eines Referenzemissionsfaktors von 0,00785 t CO2/m3 (zu Standardbedingungen), abgeleitet anhand der Verbrennung von reinem Butan als konservativem Proxywert für Fackelgase.

Ebene 2:

Emissionsfaktor [t CO2/m3Fackelgas] berechnet anhand des Kohlenstoffgehalts des abgefackelten Gases in Einklang mit den Vorgaben von Abschnitt 10 des Anhangs I.

c) Oxidationsfaktor

Ebene 1:

Oxidationsfaktor: 0,995.

2.1.2. Prozessemissionen

CO2-Emissionen aus Industrieprozessen aus dem Einsatz von Karbonat für die SO2-Wäsche aus dem Abgasstrom werden anhand des gekauften Karbonats (Berechnungsmethode Ebene 1a) oder des erzeugten Gipses (Berechnungsmethode Ebene 1b) berechnet. Die beiden Berechnungsmethoden sind äquivalent. Die Berechnung erfolgt anhand der folgenden Formel:

>VERWEIS AUF EIN SCHAUBILD>

wobei

Berechnungsmethode A "Karbonate"

Die Berechnung der Emissionen beruht auf der Menge des eingesetzten Karbonats:

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

[t] Trockenkarbonat, das pro Jahr im Prozess eingesetzt wird, gemessen vom Betreiber oder Lieferanten mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 7,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Die stöchiometrischen Verhältnisse der CaCO3-Umwandlung [t CO2/t Trockenkarbonat] sind entsprechend Tabelle 1 anzuwenden. Dieser Wert wird um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des einsetzten Karbonats bereinigt.

TABELLE 1

Stöchiometrische Emissionsfaktoren

>PLATZ FÜR EINE TABELLE>

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1:

Umsetzungsfaktor: 1,0

Berechnungsmethode B "Gips"

Die Berechnung der Emissionen beruht auf der Menge des erzeugten Gipses:

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1:

[t] Trockengips (CaSO4 - 2H2O) als Prozessoutput pro Jahr gemessen vom Betreiber oder dem gipsverarbeitendem Unternehmen mit einem maximal zulässigen Unsicherheitsfaktor von weniger als +- 7,5 % je Messvorgang.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1:

Stöchiometrisches Verhältnis von Trockengips (CaSO4 - 2H2O) und CO2 im Prozess: 0,2558 t CO2/t Gips

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1:

Umsetzungsfaktor: 1,0

2.2. Messung der CO2-Emissionen

Für die Messungen gelten die Leitlinien des Anhangs I.

3. BESTIMMUNG ANDERER TREIBHAUSGASEMISSIONEN ALS CO2

Spezifische Leitlinien für die Bestimmung anderer Treibhausgasemissionen als CO2 werden gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt in Übereinstimmung mit den einschlägigen Bestimmungen der Richtlinie erarbeitet.

(1) Im Fall der Verwendung von Volumeneinheiten muss der Betreiber alle Umrechnungen (die erforderlich sein können, um Unterschieden im Druck und in der Temperatur des Messgeräts Rechnung zu tragen) sowie auch die Standardbedingungen berücksichtigen, für die der spezifische Heizwert des jeweiligen Brennstoffs abgeleite