Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission vom 19. Dezember 2018 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission (Text von Bedeutung für den EWR.)
Vorwort/Präambel
Diese Verordnung enthält Vorschriften für die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen und Tätigkeitsdaten gemäß der Richtlinie 2003/87/EG in dem am 1. Januar 2021 beginnenden Handelszeitraum des EU-Emissionshandelssystems und den darauffolgenden Handelszeiträumen.
Diese Verordnung gilt für die Überwachung von und die Berichterstattung über Emissionen von im Zusammenhang mit den Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten Treibhausgasen und die Tätigkeitsdaten aus ortsfesten Anlagen und Luftverkehrstätigkeiten sowie für die Überwachung von und die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten aus Luftverkehrstätigkeiten.
Sie gilt für ab dem 1. Januar 2021 auftretende Emissionen und anfallende Tätigkeitsdaten.
Für die Zwecke dieser Verordnung gelten folgende Begriffsbestimmungen:
1. „Tätigkeitsdaten“: die in einem Prozess verbrauchte oder erzeugte, für die auf Berechnung beruhende Überwachungsmethodik relevante Menge von Brennstoffen oder Materialien, ausgedrückt in Terajoule, als Masse in Tonnen oder — bei Gasen — als Volumen in Normkubikmetern;
2. „Handelszeitraum“: ein Zeitraum gemäß Artikel 13 der Richtlinie 2003/87/EG;
3. „Tonnenkilometer“: eine über eine Entfernung von einem Kilometer beförderte Tonne Nutzlast;
4. „Stoffstrom“:
5. „Emissionsquelle“: ein einzeln identifizierbarer Teil einer Anlage oder ein Prozess in einer Anlage, aus der bzw. dem relevante Treibhausgase emittiert werden, bzw. — bei Luftverkehrstätigkeiten — ein einzelnes Luftfahrzeug;
6. „Unsicherheit“: ein sich auf das Ergebnis einer Größenbestimmung beziehender Parameter, der die Streuung der Werte charakterisiert, die dieser Größe wahrscheinlich zugeschrieben werden können, einschließlich der Effekte durch systematische und zufällig auftretende Einflussfaktoren, ausgedrückt als Abweichung der auftretenden Werte vom Mittelwert in Prozent unter Ansatz eines Konfidenzintervalls von 95 %, wobei jede Asymmetrie der Werteverteilung berücksichtigt wird;
7. „Berechnungsfaktoren“: unterer Heizwert, Emissionsfaktor, vorläufiger Emissionsfaktor, Oxidationsfaktor, Umsetzungsfaktor, Kohlenstoffgehalt und Biomasseanteil;
8. „Ebene“: eine für die Bestimmung von Tätigkeitsdaten, Berechnungsfaktoren, Jahresemissionen, jährlichem Stundenmittelwert der Emissionen und Nutzlast verwendete feste Vorgabe;
Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber kommen ihren Verpflichtungen zur Überwachung von und Berichterstattung über Treibhausgasemissionen im Rahmen der Richtlinie 2003/87/EG nach Maßgabe der in den Artikeln 5 bis 9 festgelegten Grundsätze nach.
Die Überwachung und Berichterstattung ist vollständig und berücksichtigt alle Prozessemissionen und Emissionen aus der Verbrennung aus sämtlichen Emissionsquellen und Stoffströmen im Zusammenhang mit Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG und anderen gemäß Artikel 24 der Richtlinie einbezogenen relevanten Tätigkeiten sowie alle Treibhausgasemissionen, die für diese Tätigkeiten aufgelistet sind, wobei Doppelerfassungen zu vermeiden sind.
Die Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber ergreifen geeignete Maßnahmen, um etwaige Datenlücken während des Berichtszeitraums zu vermeiden.
(1) Die Überwachung und Berichterstattung erfolgen konsistent und in der Zeitreihe vergleichbar. Zu diesem Zweck wenden die Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber dieselben Überwachungsmethodiken und Datensätze an, es sei denn, die zuständige Behörde genehmigt Änderungen und Abweichungen.
(2) Die Überwachungsdaten (einschließlich Annahmen, Bezugswerte, Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren) werden von den Anlagen- und Luftfahrzeugbetreibern auf transparente Weise so ermittelt, erfasst, zusammengestellt, analysiert und dokumentiert, dass die Emissionsbestimmung von der Prüfstelle und der zuständigen Behörde nachvollzogen werden kann.
Die Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber tragen dafür Sorge, dass die Emissionsbestimmung weder systematisch noch wissentlich falsch ist.
(1) Jeder Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber überwacht die Treibhausgasemissionen auf der Grundlage des von der zuständigen Behörde gemäß Artikel 12 genehmigten Monitoringkonzepts im Einklang mit der Art und der Funktionsweise der Anlage bzw. Luftverkehrstätigkeit, für die es angewendet wird.
Das Monitoringkonzept wird gegebenenfalls durch schriftliche Verfahren ergänzt, die der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber für Tätigkeiten im Rahmen des Monitoringkonzepts erstellt, dokumentiert, implementiert und unterhält.
(2) Im Monitoringkonzept gemäß Absatz 1 sind die an den Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber gerichteten Anleitungen in nachvollziehbarer und einfacher Form dargestellt, wobei Doppelarbeiten vermieden und in der Anlage bereits vorhandene oder vom Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber bereits angewendete Systeme berücksichtigt werden.
(1) Jeder Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber legt der zuständigen Behörde ein Monitoringkonzept zur Genehmigung vor.
Das Monitoringkonzept besteht aus einer ausführlichen, vollständigen und transparenten Dokumentation der Überwachungsmethodik für eine bestimmte Anlage oder einen bestimmten Luftfahrzeugbetreiber und enthält mindestens die in Anhang I aufgeführten Angaben.
Zusammen mit dem Monitoringkonzept übermittelt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die nachstehend genannten Belege:
a) bei Anlagen für jeden emissionsstarken und emissionsschwachen Stoffstrom einen Nachweis der Konformität mit den Unsicherheitsschwellenwerten (wo zutreffend) für Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren für die angewendeten Ebenen gemäß den Anhängen II und IV sowie für jede Emissionsquelle einen Nachweis der Konformität mit den Unsicherheitsschwellenwerten (wo zutreffend) für die angewendeten Ebenen gemäß Anhang VIII;
b) die Ergebnisse einer Risikobewertung, die belegen, dass die vorgeschlagenen Kontrollaktivitäten und Verfahren für Kontrollaktivitäten den identifizierten inhärenten Risiken und Kontrollrisiken angemessen sind.
(2) Wird in Anhang I auf ein Verfahren verwiesen, so wird ein solches Verfahren vom Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber vom Monitoringkonzept gesondert erstellt, dokumentiert, umgesetzt und unterhalten.
Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber fasst die Verfahren im Monitoringkonzept unter Angabe folgender Informationen zusammen:
a) Bezeichnung des Verfahrens;
b) rückverfolgbare und überprüfbare Referenz zur Identifizierung des Verfahrens;
c) Angabe der Stelle oder Abteilung, die für die Implementierung des Verfahrens sowie für die vom Verfahren generierten oder von ihm verwalteten Daten zuständig ist;
d) Kurzbeschreibung des Verfahrens, anhand deren der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber, die zuständige Behörde und die Prüfstelle die wesentlichen Parameter und ausgeführten Verfahrensschritte verstehen können;
e) Ort, an dem die einschlägigen Aufzeichnungen und Informationen aufbewahrt sind;
f) gegebenenfalls Name des verwendeten computergestützten Systems;
g) gegebenenfalls eine Auflistung der angewendeten EN- oder sonstigen Normen.
Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber macht der zuständigen Behörde die schriftliche Dokumentation der Verfahren auf Anfrage zugänglich. Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber macht sie zudem für die Prüfung gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 zugänglich.
(3) Die Mitgliedstaaten können vorschreiben, dass in das Monitoringkonzept für Anlagen zusätzlich zu den Informationen gemäß den Absätzen 1 und 2 dieses Artikels weitere Informationen aufgenommen werden, um den Anforderungen von gemäß Artikel 10a Absatz 1 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen delegierten Rechtsakten und gemäß Artikel 10a Absatz 21 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen Durchführungsrechtsakten Genüge zu tun.
(1) Die Mitgliedstaaten können Anlagen- und Luftfahrzeugbetreibern unbeschadet des Artikels 12 Absatz 3 die Verwendung von standardisierten oder vereinfachten Monitoringkonzepten gestatten.
Zu diesem Zweck können die Mitgliedstaaten Vorlagen für diese Monitoringkonzepte, einschließlich einer Beschreibung der Datenfluss- und Kontrollverfahren gemäß den Artikeln 58 und 59, veröffentlichen, denen von der Kommission veröffentlichte Vorlagen und Leitfäden zugrunde liegen.
(2) Vor der Genehmigung eines vereinfachten Monitoringkonzepts gemäß Absatz 1 führt die zuständige Behörde eine vereinfachte Risikoanalyse durch, um festzustellen, ob die vorgeschlagenen Kontrollaktivitäten und Verfahren für Kontrollaktivitäten den identifizierten inhärenten Risiken und Kontrollrisiken angemessen sind, und begründet die Verwendung eines solchen vereinfachten Monitoringkonzepts.
Die Mitgliedstaaten können vorschreiben, dass der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die Risikobewertung gemäß dem vorangegangenen Unterabsatz gegebenenfalls selbst durchführt.
(1) Jeder Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber überprüft regelmäßig, ob das Monitoringkonzept der Art und Funktionsweise der Anlage bzw. Luftverkehrstätigkeit im Einklang mit Artikel 7 der Richtlinie 2003/87/EG angemessen ist und ob die Überwachungsmethodik verbessert werden kann.
(2) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber ändert das Monitoringkonzept, zumindest wenn
a) aufgrund der Durchführung neuer Tätigkeiten oder aufgrund der Verwendung neuer Brennstoffe oder Materialien, die im Monitoringkonzept noch nicht enthalten sind, neue Emissionen auftreten;
b) es bei der Datenverfügbarkeit aufgrund der Verwendung neuer Arten von Messinstrumenten, neuer Probenahmeverfahren oder neuer Analysemethoden oder aus anderen Gründen Änderungen gegeben hat, sodass die Emissionen genauer bestimmt werden können;
c) sich herausgestellt, dass aus der bislang angewendeten Überwachungsmethodik resultierende Daten nicht korrekt sind;
d) eine Änderung des Monitoringkonzepts die Genauigkeit der mitgeteilten Daten verbessert, vorausgesetzt, dass dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßigen Kosten verursacht;
e) sich herausstellt, dass das Monitoringkonzept mit den Bestimmungen dieser Verordnung nicht in Einklang steht, und die zuständige Behörde den Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber auffordert, es zu ändern;
f) den in einem Prüfbericht enthaltenen Vorschlägen für Verbesserungen des Monitoringkonzepts nachgekommen werden muss.
(1) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber übermittelt der zuständigen Behörde umgehend etwaige Vorschläge für Änderungen des Monitoringkonzepts.
Die zuständige Behörde kann dem Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber jedoch gestatten, Änderungen des Monitoringkonzepts, bei denen es sich nicht um erhebliche Änderungen gemäß den Absätzen 3 und 4 handelt, bis spätestens 31. Dezember desselben Jahres zu übermitteln.
(2) Erhebliche Änderungen des Monitoringkonzepts im Sinne der Absätze 3 und 4 bedürfen der Genehmigung durch die zuständige Behörde.
Betrachtet die zuständige Behörde eine Änderung als nicht erheblich, so teilt sie dies dem Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber umgehend mit.
(3) Erhebliche Änderungen des Monitoringkonzepts einer Anlage sind insbesondere
a) Änderungen der Kategorie der Anlage, sofern diese Änderungen eine Änderung der Überwachungsmethodik erfordern oder zu einer Änderung der gemäß Artikel 23 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 anwendbaren Wesentlichkeitsschwelle führen;
b) unbeschadet des Artikels 47 Absatz 8 Änderungen bezüglich der Einstufung einer Anlage als „Anlage mit geringen Emissionen“;
c) Änderungen von Emissionsquellen;
d) ein Wechsel von auf Berechnung zu auf Messung beruhenden Methodiken oder umgekehrt bzw. von einer Fall-back-Methodik zu einer auf Ebenen basierenden Methodik für die Emissionsermittlung oder umgekehrt;
e) eine Änderung der angewendeten Ebene;
f) die Einführung neuer Stoffströme;
(1) Vor Erhalt der Genehmigung bzw. der Mitteilung gemäß Artikel 15 Absatz 2 darf der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die Überwachung und Berichterstattung anhand des geänderten Monitoringkonzepts vornehmen, wenn er vernünftigerweise davon ausgehen kann, dass die vorgeschlagenen Änderungen nicht erheblich sind, oder wenn die Überwachung nach dem ursprünglichen Monitoringkonzept unvollständige Emissionsdaten ergeben würde.
In Zweifelsfällen nimmt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber zwischenzeitlich die gesamte Überwachung und Berichterstattung sowie die Dokumentierung parallel unter Anwendung sowohl des geänderten als auch des ursprünglichen Monitoringkonzepts vor.
(2) Nach Erhalt der Genehmigung bzw. der Mitteilung gemäß Artikel 15 Absatz 2 verwendet der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber ausschließlich die Daten, die sich auf das geänderte Monitoringkonzept beziehen, und nimmt die gesamte Überwachung und Berichterstattung ab dem Zeitpunkt, ab dem diese Fassung des Monitoringkonzepts anwendbar ist, ausschließlich anhand des geänderten Monitoringkonzepts vor.
(3) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber führt Aufzeichnungen von sämtlichen Änderungen des Monitoringkonzepts. Jede Aufzeichnung enthält:
a) eine transparente Beschreibung der Änderung;
b) eine Begründung der Änderung;
c) das Datum der Übermittlung der Änderung an die zuständige Behörde gemäß Artikel 15 Absatz 1;
d) das Datum der Empfangsbestätigung der zuständigen Behörde für die Übermittlung gemäß Artikel 15 Absatz 1, soweit vorliegend, sowie das Datum der Genehmigung bzw. der Mitteilung gemäß Artikel 15 Absatz 2;
e) das Datum, ab dem das geänderte Monitoringkonzept im Einklang mit Absatz 2 angewendet wird.
Erklärt ein Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreiber, dass die Anwendung einer bestimmten Überwachungsmethodik technisch nicht machbar ist, so bewertet die zuständige Behörde die technische Machbarkeit, wobei sie die Begründung des Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreibers berücksichtigt. Diese Begründung stützt sich darauf, dass dem Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber technische Mittel zur Verfügung stehen, die den Erfordernissen eines vorgeschlagenen Systems oder einer vorgeschlagenen Auflage gerecht werden und innerhalb der für die Zwecke dieser Verordnung erforderlichen Zeitspanne eingesetzt werden können. Diese technischen Mittel schließen auch die Verfügbarkeit der erforderlichen Techniken und Technologie ein.
(1) Erklärt ein Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreiber, dass die Anwendung einer bestimmten Überwachungsmethodik zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde, so bewertet die zuständige Behörde die Verhältnismäßigkeit der Kosten, wobei sie die Begründung des Betreibers berücksichtigt.
Die zuständige Behörde sieht Kosten als unverhältnismäßig an, wenn die geschätzten Kosten den Nutzen überwiegen. Zu diesem Zweck wird der Nutzen durch Multiplikation eines Verbesserungsfaktors mit einem Referenzpreis von 20 EUR je Zertifikat berechnet; die Kosten schließen einen angemessenen Abschreibungszeitraum auf Basis der wirtschaftlichen Lebensdauer der Ausrüstung ein.
(2) Bei der Bewertung der Verhältnismäßigkeit der Kosten in Bezug auf die für die Tätigkeitsdaten vom Betreiber gewählte Ebene verwendet die zuständige Behörde als Verbesserungsfaktor gemäß Absatz 1 die Differenz zwischen der bisher erreichten Unsicherheit und der Unsicherheitsschwelle, die durch die Verbesserung für die Ebene erreicht würde, multipliziert mit den durch den betreffenden Stoffstrom verursachten durchschnittlichen Jahresemissionen in den letzten drei Jahren.
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(3) Bei der Bewertung der Verhältnismäßigkeit der Kosten in Bezug auf Maßnahmen, die die Qualität der Emissionsberichterstattung verbessern, aber keine direkten Auswirkungen auf die Genauigkeit der Tätigkeitsdaten haben, verwendet die zuständige Behörde als Verbesserungsfaktor 1 % der durch die betreffenden Stoffströme verursachten durchschnittlichen Jahresemissionen in den letzten drei Berichtszeiträumen. Zu diesen Maßnahmen können insbesondere gehören:
(1) Für die Zwecke der Emissionsüberwachung und zur Bestimmung der Mindestanforderungen für Ebenen bestimmt der Anlagenbetreiber die Kategorie seiner Anlage gemäß Absatz 2 und gegebenenfalls die Kategorie jedes Stoffstroms gemäß Absatz 3 und jeder Emissionsquelle gemäß Absatz 4.
(2) Der Anlagenbetreiber stuft jede Anlage in eine der folgenden Kategorien ein:
a) Kategorie A, wenn die geprüften durchschnittlichen Jahresemissionen des dem laufenden Handelszeitraum unmittelbar vorangegangenen Handelszeitraums — ohne CO2 aus Biomasse und vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — höchstens 50000 Tonnen CO2(Äq) betragen;
b) Kategorie B, wenn die geprüften durchschnittlichen Jahresemissionen des dem laufenden Handelszeitraum unmittelbar vorangegangenen Handelszeitraums — ohne CO2 aus Biomasse und vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — mehr als 50000 Tonnen, aber nicht mehr als 500000 Tonnen CO2(Äq) betragen;
c) Kategorie C, wenn die geprüften durchschnittlichen Jahresemissionen des dem laufenden Handelszeitraum unmittelbar vorangegangenen Handelszeitraums — ohne CO2 aus Biomasse und vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — mehr als 500000 Tonnen CO2(Äq) betragen.
Abweichend von Artikel 14 Absatz 2 kann die zuständige Behörde dem Anlagenbetreiber gestatten, das Monitoringkonzept nicht zu ändern, wenn auf der Grundlage der geprüften Emissionen der Schwellenwert für die Einstufung der in Unterabsatz 1 genannten Anlage zwar überschritten wird, der Anlagenbetreiber jedoch der zuständigen Behörde nachweist, dass dieser Schwellenwert nicht bereits in den vorangegangenen fünf Berichtszeiträumen überschritten wurde und in den nachfolgenden Berichtszeiträumen nicht erneut überschritten wird.
(3) Der Anlagenbetreiber vergleicht — vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — jeden Stoffstrom mit der Summe aller absoluten Werte von fossilem CO2 und CO2(Äq) für alle Stoffströme, die in die auf Berechnung beruhenden Methodiken einbezogen wurden, sowie aller Emissionen aus Emissionsquellen, die mit auf Messung beruhenden Methodiken überwacht wurden, und stuft anhand dessen jeden Stoffstrom in eine der folgenden Kategorien ein:
a) „emissionsschwache Stoffströme“, wenn die vom Anlagenbetreiber ausgewählten Stoffströme kumuliert weniger als 5000 Tonnen der jährlichen Emissionen an fossilem CO2 freisetzen oder für weniger als 10 % (bis zu einem maximalen Gesamtanteil von 100000 Tonnen fossilem CO2/Jahr) verantwortlich sind, wobei der jeweils absolut größere Wert maßgebend ist;
b) „De-minimis-Stoffströme“, wenn die vom Anlagenbetreiber ausgewählten Stoffströme kumuliert weniger als 1000 Tonnen der jährlichen Emissionen an fossilem CO2 freisetzen oder für weniger als 2 % (bis zu einem maximalen Gesamtanteil von 20000 Tonnen fossilem CO2/Jahr) verantwortlich sind, wobei der jeweils absolut größere Wert maßgebend ist;
c) „emissionsstarke Stoffströme“, wenn die Stoffströme nicht in die Kategorien gemäß den Buchstaben a und b fallen.
Abweichend von Artikel 14 Absatz 2 kann die zuständige Behörde dem Anlagenbetreiber gestatten, das Monitoringkonzept nicht zu ändern, wenn auf der Grundlage der geprüften Emissionen der Schwellenwert für die Einstufung der in Unterabsatz 1 genannten Stoffströme als emissionsschwache Stoffströme oder De-minimis-Stoffströme zwar überschritten wird, der Anlagenbetreiber jedoch der zuständigen Behörde nachweist, dass dieser Schwellenwert nicht bereits in den vorangegangenen fünf Berichtszeiträumen überschritten wurde und in den nachfolgenden Berichtszeiträumen nicht erneut überschritten wird.
(4) Der Anlagenbetreiber stuft jede Emissionsquelle, für die eine auf Messung beruhende Methodik angewendet wird, in eine der folgenden Kategorien ein:
a) „kleine Emissionsquellen“, wenn die Emissionsquelle weniger als 5000 Tonnen an fossilem CO2(Äq)/Jahr emittiert oder für weniger als 10 % der fossilen Gesamtemissionen der Anlage (bis zu einem maximalen Anteil von 100000 Tonnen fossilem CO2(Äq)/Jahr) verantwortlich ist, wobei der jeweils absolut größere Wert maßgebend ist;
b) „große Emissionsquellen“, wenn die Emissionsquelle nicht als kleine Emissionsquelle einzustufen ist.
Abweichend von Artikel 14 Absatz 2 kann die zuständige Behörde dem Anlagenbetreiber gestatten, das Monitoringkonzept nicht zu ändern, wenn auf der Grundlage der geprüften Emissionen der Schwellenwert für die Einstufung einer Emissionsquelle als kleine Emissionsquelle gemäß Unterabsatz 1 zwar überschritten wird, der Anlagenbetreiber jedoch der zuständigen Behörde nachweist, dass dieser Schwellenwert nicht bereits in den vorangegangenen fünf Berichtszeiträumen überschritten wurde und in den nachfolgenden Berichtszeiträumen nicht erneut überschritten wird.
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(1) Die Anlagenbetreiber bestimmen die Grenzen der Überwachung für jede Anlage.
Innerhalb dieser Grenzen bezieht der Anlagenbetreiber alle relevanten Treibhausgasemissionen aus allen Emissionsquellen und Stoffströmen, die den in der Anlage durchgeführten Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG zugeordnet sind, sowie Tätigkeiten und Treibhausgase ein, die der Mitgliedstaat, in dem sich die Anlage befindet, gemäß Artikel 24 jener Richtlinie einbezogen hat.
Außerdem bezieht der Anlagenbetreiber Emissionen infolge des regulären Betriebs sowie Emissionen infolge außergewöhnlicher Vorgänge wie Inbetriebnahme, Stilllegung und Notfallsituationen innerhalb des Berichtszeitraums ein, ausgenommen Emissionen aus fahrbaren Maschinen für Beförderungszwecke.
(2) Bei der Festlegung des Überwachungs- und Berichterstattungsprozesses berücksichtigt der Anlagenbetreiber die sektorspezifischen Anforderungen von Anhang IV.
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Die zuständige Behörde kann gestatten, dass eine Leckage-Emissionsquelle vom Überwachungs- und Berichterstattungsprozess ausgenommen wird, sobald Abhilfemaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine weiteren Emissionen oder Abgaben in die Wassersäule aus der Leckage festgestellt werden können.
(1) Für die Überwachung der Emissionen einer Anlage wählt der Anlagenbetreiber entweder eine auf Berechnung oder eine auf Messung beruhende Methodik nach Maßgabe der spezifischen Vorschriften dieser Verordnung.
Bei einer auf Berechnung beruhenden Methodik werden Emissionen aus Stoffströmen anhand von Tätigkeitsdaten ermittelt, die durch Messsysteme und zusätzliche Parameter aus Laboranalysen oder Standardwerten gewonnen werden. Die auf Berechnung beruhende Methodik kann durch die Standardmethodik gemäß Artikel 24 oder durch die Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25 implementiert werden.
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Bei Anwendung der auf Berechnung beruhenden Methodik gibt der Anlagenbetreiber im Monitoringkonzept für jeden Stoffstrom an, ob er die Standardmethodik oder die Massenbilanzmethodik anwendet, einschließlich der betreffenden Ebenen gemäß Anhang II.
(2) Mit Genehmigung der zuständigen Behörde kann der Anlagenbetreiber für unterschiedliche, zur selben Anlage gehörende Emissionsquellen und Stoffströme Standardmethodik, Massenbilanzmethodik und auf Messung beruhende Methodiken kombinieren, sofern es in Bezug auf die Emissionen weder zu Lücken noch zu Doppelerfassungen kommt.
(3) Erfordern die sektorspezifischen Anforderungen des Anhangs IV die Anwendung einer spezifischen Überwachungsmethodik, so wendet der Anlagenbetreiber diese Methodik oder eine auf Messung beruhende Methodik an. Der Anlagenbetreiber kann nur dann eine andere Methodik wählen, wenn er der zuständigen Behörde nachweist, dass die Anwendung der vorgeschriebenen Methodik technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt oder dass die alternative Methodik eine insgesamt höhere Genauigkeit der Emissionsdaten ergibt.
Abweichend von Artikel 21 Absatz 1 kann der Anlagenbetreiber für ausgewählte Stoffströme oder Emissionsquellen eine nicht auf Ebenen basierende Überwachungsmethodik (im Folgenden „Fall-back-Methodik“) anwenden, sofern alle nachstehenden Bedingungen erfüllt sind:
a) Die Anwendung von mindestens Ebene 1 im Rahmen der auf Berechnung beruhenden Methodik für einen oder mehrere emissionsstarke oder emissionsschwache Stoffströme und einer auf Messung beruhenden Methodik für mindestens eine mit denselben Stoffströmen verbundene Emissionsquelle ist technisch nicht machbar oder würde zu unverhältnismäßigen Kosten führen;
b) der Anlagenbetreiber bewertet und quantifiziert jedes Jahr die Unsicherheiten bei allen für die Bestimmung der Jahresemissionen verwendeten Parametern im Einklang mit dem ISO-Leitfaden zur Angabe der Unsicherheit beim Messen (JCGM 100:2008) oder einer anderen gleichwertigen und international akzeptierten Norm und nimmt die Ergebnisse in den jährlichen Emissionsbericht auf;
c) der Anlagenbetreiber weist der zuständigen Behörde nach, dass bei Anwendung einer solchen „Fall-back-Überwachungsmethodik“ die Gesamtunsicherheitsschwellen für die jährlichen Treibhausgasemissionen für die gesamte Anlage bei Anlagen der Kategorie A 7,5 %, bei Anlagen der Kategorie B 5,0 % und bei Anlagen der Kategorie C 2,5 % nicht überschreiten.
(1) Ist es aus technischen Gründen vorübergehend nicht möglich, das von der zuständigen Behörde genehmigte Monitoringkonzept anzuwenden, so wendet der Anlagenbetreiber die höchste erreichbare Ebene oder, wenn die Anwendung einer Ebene nicht erreichbar ist, einen konservativen, nicht auf Ebenen basierenden Ansatz an, bis die Bedingungen für die Anwendung der im Monitoringkonzept genehmigten Ebene wiederhergestellt sind.
Der Anlagenbetreiber trifft alle erforderlichen Vorkehrungen, um zügig zur Anwendung des von der zuständigen Behörde genehmigten Monitoringkonzepts zurückzukehren.
(2) Der Anlagenbetreiber teilt der zuständigen Behörde die vorübergehende Änderung der Überwachungsmethodik gemäß Absatz 1 umgehend mit und gibt dabei Folgendes an:
a) die Gründe für die Abweichung von dem von der zuständigen Behörde genehmigten Monitoringkonzept;
b) die Einzelheiten der zwischenzeitlich angewendete Überwachungsmethodik, mit der der Anlagenbetreiber die Emissionen bestimmt, bis die Bedingungen für die Anwendung des von der zuständigen Behörde genehmigten Monitoringkonzepts wiederhergestellt sind;
c) die Maßnahmen, die der Anlagenbetreiber trifft, um die Bedingungen für die Anwendung des von der zuständigen Behörde genehmigten Monitoringkonzepts wiederherzustellen;
d) den voraussichtlichen Zeitpunkt, zu dem das von der zuständigen Behörde genehmigte Monitoringkonzept wieder angewendet wird.
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(2) 2
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(3) Schließt ein Emissionsfaktor der Ebene 1 oder der Ebene 2 die Wirkung von unvollständigen chemischen Reaktionen bereits ein, so wird der Oxidationsfaktor bzw. Umsetzungsfaktor auf 1 gesetzt.
(1) 2
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(2) 2
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(1) Bei der Festlegung der relevanten Ebenen für emissionsstarke und emissionsschwache Stoffströme gemäß Artikel 21 Absatz 1 zur Bestimmung der Tätigkeitsdaten und der einzelnen Berechnungsfaktoren wendet der Anlagenbetreiber Folgendes an:
a) mindestens die in Anhang V aufgeführten Ebenen, wenn es sich um eine Anlage der Kategorie A handelt oder wenn ein Berechnungsfaktor für einen Stoffstrom benötigt wird, bei dem es sich um einen kommerziellen Standardbrennstoff handelt;
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(1) Für jede große Emissionsquelle wendet der Anlagenbetreiber Folgendes an:
a) im Falle einer Anlage der Kategorie A mindestens die in Anhang VIII Abschnitt 2 aufgeführten Ebenen;
b) ansonsten die höchste in Anhang VIII Abschnitt 1 aufgeführte Ebene.
Der Anlagenbetreiber kann jedoch für Anlagen der Kategorie C eine Ebene eine Stufe unterhalb der Ebenen gemäß Unterabsatz 1 und für Anlagen der Kategorien A und B eine Ebene um bis zu zwei Stufen unterhalb der Ebenen gemäß Unterabsatz 1 anwenden (mit Ebene 1 als Minimum), wenn er der zuständigen Behörde nachweist, dass die gemäß Unterabsatz 1 erforderliche Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
(2) Für Emissionen aus kleinen Emissionsquellen kann der Anlagenbetreiber eine niedrigere Ebene als gemäß Absatz 1 Unterabsatz 1 erforderlich anwenden (mit Ebene 1 als Minimum), wenn er der zuständigen Behörde nachweist, dass die gemäß Absatz 1 Unterabsatz 1 erforderliche Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
(1) Alle Messungen werden nach Methoden vorgenommen, die auf folgenden Normen basieren:
(1) Die zuständige Behörde kann dem Anlagenbetreiber die Vorlage eines vereinfachten Monitoringkonzepts gemäß Artikel 13 gestatten, sofern dieser eine Anlage mit geringen Emissionen betreibt.
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(2) Für die Zwecke von Absatz 1 Unterabsatz 1 gilt eine Anlage als Anlage mit geringen Emissionen, wenn mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist:
a) Die durchschnittlichen Jahresemissionen dieser Anlage, die in den geprüften Emissionsberichten des dem laufenden Handelszeitraum unmittelbar vorangegangenen Handelszeitraums gemeldet wurden, betrugen — ohne CO2 aus Biomasse und vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — weniger als 25000 Tonnen CO2(Äq) pro Jahr;
b) die durchschnittlichen Jahresemissionen gemäß Buchstabe a liegen nicht vor oder sind nicht mehr gültig, weil sich die Grenzen der Anlage oder deren Betriebsbedingungen geändert haben, doch werden, basierend auf einer konservativen Schätzmethode, die Jahresemissionen dieser Anlage in den kommenden fünf Jahren — ohne CO2 aus Biomasse und vor Abzug von weitergeleitetem CO2 — weniger als 25000 Tonnen CO2(Äq) pro Jahr betragen.
(3) Der Betreiber einer Anlage mit geringen Emissionen braucht die Belege gemäß Artikel 12 Absatz 1 Unterabsatz 3 nicht zu übermitteln und ist von der in Artikel 69 Absatz 4 vorgesehenen Berichterstattung über Verbesserungen, die er aufgrund der im Prüfbericht der Prüfstelle enthaltenen Empfehlungen vorgenommen hat, befreit.
(4) Abweichend von Artikel 27 kann der Betreiber einer Anlage mit geringen Emissionen die Brennstoff- oder Materialmenge anhand von verfügbaren und dokumentierten Rechnungsunterlagen und geschätzten Bestandsveränderungen bestimmen. Außerdem ist der Betreiber von der Vorlage einer Unsicherheitsbewertung gemäß Artikel 28 Absatz 2 an die zuständige Behörde befreit.
(5) Der Betreiber einer Anlage mit geringen Emissionen ist von der Auflage gemäß Artikel 28 Absatz 2 befreit, die Unsicherheit im Zusammenhang mit Bestandsveränderungen in die Unsicherheitsbewertung einzubeziehen.
(1) Jeder Luftfahrzeugbetreiber überwacht und meldet die Emissionen aus Luftverkehrstätigkeiten für alle Flüge gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG, die von ihm im Berichtszeitraum durchgeführt werden und für die er verantwortlich ist.
Zu diesem Zweck ordnen die Luftfahrzeugbetreiber alle Flüge entsprechend der in Koordinierter Weltzeit („Coordinated Universal Time“) gemessenen Abflugszeit einem Kalenderjahr zu.
(2) Will der Luftfahrzeugbetreiber eine kostenfreie Zuteilung von Zertifikaten gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG beantragen, so überwacht er außerdem die Tonnenkilometerdaten für dieselben Flüge in den jeweiligen Überprüfungsjahren.
(3) Zur Identifizierung des für einen Flug verantwortlichen Luftfahrzeugbetreibers im Sinne von Artikel 3 Buchstabe o der Richtlinie 2003/87/EG wird das für die Luftverkehrskontrolle verwendete Rufzeichen verwendet. Das Rufzeichen ist eines der folgenden Zeichen:
a) die ICAO-Kennung in Feld 7 des Flugplans;
b) falls keine ICAO-Kennung des Luftfahrzeugbetreibers vorliegt, die Zulassungskennzeichen des Luftfahrzeugs.
(4) Ist die Identität des Luftfahrzeugbetreibers nicht bekannt, so sieht die zuständige Behörde den Eigentümer des Luftfahrzeugs als Luftfahrzeugbetreiber an, es sei denn, dieser weist die Identität des verantwortlichen Luftfahrzeugbetreibers nach.
(1) Spätestens vier Monate bevor ein Luftfahrzeugbetreiber Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufnimmt, übermittelt er der zuständigen Behörde ein Monitoringkonzept für die Überwachung von und die Berichterstattung über Emissionen gemäß Artikel 12.
Abweichend von Unterabsatz 1 übermittelt ein Luftfahrzeugbetreiber, der erstmals eine Luftverkehrstätigkeit gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG durchführt, die vier Monate vor ihrer Aufnahme nicht vorhersehbar war, der zuständigen Behörde umgehend, spätestens aber sechs Wochen nach Durchführung der Tätigkeit ein Monitoringkonzept. Der Luftfahrzeugbetreiber legt der zuständigen Behörde eine angemessene Begründung vor, warum vier Monate vor Aufnahme der Tätigkeit kein Monitoringkonzept übermittelt werden konnte.
Ist der Verwaltungsmitgliedstaat gemäß Artikel 18a der Richtlinie 2003/87/EG nicht im Voraus bekannt, so übermittelt der Luftfahrzeugbetreiber das Monitoringkonzept umgehend, sobald Angaben über die zuständige Behörde des Verwaltungsmitgliedstaats vorliegen.
(2) Will der Luftfahrzeugbetreiber eine kostenfreie Zuteilung von Zertifikaten gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG beantragen, so übermittelt er außerdem ein Monitoringkonzept für die Überwachung von und die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten. Die Übermittlung dieses Monitoringkonzepts erfolgt spätestens vier Monate vor Beginn eines der folgenden Jahre:
a) des in Artikel 3e Absatz 1 der Richtlinie 2003/87/EG genannten Überprüfungsjahrs für Anträge gemäß dem genannten Artikel;
b) des zweiten Kalenderjahres des in Artikel 3c Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG genannten Zeitraums für Anträge gemäß Artikel 3f der Richtlinie.
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(2) Jeder Luftfahrzeugbetreiber bestimmt den Treibstoffverbrauch für jeden Flug und für jeden Treibstoff, wobei der vom Hilfsmotor verbrauchte Treibstoff mit einbezogen wird. Zu diesem Zweck wendet der Luftfahrzeugbetreiber eine der in Anhang III Abschnitt 1 festgelegten Methoden an. Der Luftfahrzeugbetreiber wählt diejenige Methode, die die vollständigsten und aktuellsten Daten mit dem niedrigsten Unsicherheitsgrad liefert, ohne unverhältnismäßige Kosten zu verursachen.
(3) Jeder Luftfahrzeugbetreiber bestimmt die getankte Treibstoffmenge gemäß Anhang III Abschnitt 1
a) entweder anhand der vom Treibstofflieferanten vorgenommenen Messung, die auf den Lieferscheinen oder Rechnungen für jeden Flug verzeichnet ist,
b) oder anhand der aus den Bordmesssystemen des Luftfahrzeugs stammenden Daten, die in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage oder im technischen Log des Luftfahrzeugs aufgezeichnet sind oder vom Luftfahrzeug an den Luftfahrzeugbetreiber elektronisch übermittelt wurden.
(4) Der Luftfahrzeugbetreiber bestimmt die Treibstoffmenge im Tank anhand von aus den Bordmesssystemen des Luftfahrzeugs stammenden Daten, die in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage oder im technischen Log des Luftfahrzeugs aufgezeichnet sind oder vom Luftfahrzeug an den Luftfahrzeugbetreiber elektronisch übermittelt wurden.
(5) Wird die getankte oder die in den Tanks verbliebene Treibstoffmenge in Volumeneinheiten, ausgedrückt in Litern, bestimmt, so wandelt der Luftfahrzeugbetreiber diese Menge anhand von Dichtewerten von Volumen in Masse um. Der Luftfahrzeugbetreiber verwendet die Treibstoffdichte (bei der es sich um einen tatsächlichen Wert oder einen Standardwert von 0,8 kg pro Liter handeln kann), die für betriebliche und Sicherheitszwecke herangezogen wird.
Das Verfahren zur Erläuterung der Verwendung der tatsächlichen Dichte oder der Standarddichte wird im Monitoringkonzept dargelegt, wobei auch auf die einschlägige Dokumentation des Luftfahrzeugbetreibers verwiesen wird.
Artikel 39 gilt entsprechend für die Bestimmung des Biomasseanteils eines Treibstoffgemischs.
Unbeschadet des Artikels 39 Absatz 2 genehmigt die zuständige Behörde gegebenenfalls die Anwendung einer einheitlich in allen Mitgliedstaat geltenden Methodik für die Bestimmung des Biomasseanteils.
Bei dieser Methodik werden der Biomasseanteil, der untere Heizwert und der Emissionsfaktor bzw. der Kohlenstoffgehalt des Treibstoffs, der im Rahmen einer in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten EU-EHS-Luftverkehrstätigkeit verwendet wird, anhand von Rechnungsunterlagen für den Treibstoff bestimmt.
Der Methodik liegen von der Kommission bereitgestellte Leitlinien zugrunde, die die kohärente Anwendung der Methodik in allen Mitgliedstaaten erleichtern sollen.
Die Verwendung von Biokraftstoffen für Luftverkehrstätigkeiten wird gemäß Artikel 18 der Richtlinie 2009/28/EG bewertet.
(1) 25000
2
(2) Abweichend von Artikel 53 können Kleinemittenten ihren Treibstoffverbrauch anhand von Eurocontrol-Instrumenten oder von Instrumenten einer anderen einschlägigen Organisation schätzen, die in der Lage sind, alle relevanten Luftverkehrsinformationen zu verarbeiten und dabei eine Unterschätzung der Emissionen zu vermeiden.
Die jeweiligen Instrumente dürfen nur verwendet werden, wenn sie von der Kommission genehmigt wurden; dies gilt auch für die Anwendung von Berichtigungsfaktoren zum Ausgleich etwaiger Ungenauigkeiten in den Modellierungsmethoden.
(3) Abweichend von Artikel 12 braucht ein Kleinemittent, der eines der Instrumente gemäß Absatz 2 dieses Artikels verwenden will, im Monitoringkonzept für Emissionen nur die folgenden Informationen zu übermitteln:
a) die Informationen gemäß Anhang I Abschnitt 2 Nummer 1;
b) den Nachweis, dass die Schwellenwerte für Kleinemittenten gemäß Absatz 1 eingehalten werden;
c) den Namen des Instruments gemäß Absatz 2, das zur Schätzung des Treibstoffverbrauchs verwendet werden wird, oder einen Verweis auf das Instrument.
Ein Kleinemittent ist von der Übermittlung der Belege gemäß Artikel 12 Absatz 1 Unterabsatz 3 befreit.
(4) Ein Luftfahrzeugbetreiber, der eines der Instrumente gemäß Absatz 2 verwendet und die in Absatz 1 genannten Schwellenwerte in einem Berichtsjahr überschreitet, setzt die zuständige Behörde hierüber unverzüglich in Kenntnis.
Der Luftfahrzeugbetreiber legt der zuständigen Behörde unverzüglich eine erhebliche Änderung des Monitoringkonzepts im Sinne von Artikel 15 Absatz 4 Buchstabe a Ziffer iv zur Genehmigung vor.
Die zuständige Behörde gestattet dem Luftfahrzeugbetreiber jedoch weiterhin die Verwendung eines Instruments gemäß Absatz 2, wenn dieser ihr nachweist, dass die Schwellenwerte gemäß Absatz 1 nicht bereits in den vorangegangenen fünf Berichtszeiträumen überschritten wurden und ab dem nachfolgenden Berichtszeitraum nicht wieder überschritten werden.
(1) Der Luftfahrzeugbetreiber berücksichtigt Unsicherheitsquellen sowie den jeweiligen Grad an Unsicherheit bei der Wahl der Überwachungsmethodik gemäß Artikel 53 Absatz 2.
(2) Der Luftfahrzeugbetreiber führt regelmäßig angemessene Kontrollaktivitäten durch, einschließlich Gegenprüfungen der auf den Rechnungen angegebenen Betankungsmenge und der durch Bordmesssysteme bestimmten Betankungsmenge, und ergreift bei Feststellung erheblicher Abweichungen Korrekturmaßnahmen.
(1) Will ein Luftfahrzeugbetreiber eine kostenfreie Zuteilung von Zertifikaten gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG beantragen, so überwacht er in den für einen solchen Antrag relevanten Überprüfungsjahren die Tonnenkilometerdaten für alle Flüge gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG.
(2) Zur Berechnung der Tonnenkilometerdaten multipliziert der Luftfahrzeugbetreiber die gemäß Anhang III Abschnitt 3 berechnete und in Kilometern (km) ausgedrückte Flugstrecke mit der in Tonnen (t) ausgedrückten Nutzlast, d. h. der Gesamtmasse von Fracht, Post, Fluggästen und aufgegebenen Gepäckstücken.
(3) Der Luftfahrzeugbetreiber bestimmt die Fracht- und Postmasse anhand der tatsächlichen Masse oder der Standardmasse in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage für die betreffenden Flüge.
Luftfahrzeugbetreiber, die keine Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage haben müssen, schlagen im Monitoringkonzept eine geeignete Methode für die Bestimmung der Fracht- und Postmasse vor, wobei das Taragewicht sämtlicher Paletten und Container, die nicht zur Nutzlast gehören, sowie die Leermasse ausgeschlossen werden.
(4) Der Luftfahrzeugbetreiber bestimmt die Fluggastmasse anhand einer der folgenden Ebenen:
a) Ebene 1: Standardwert von 100 kg je Fluggast mitsamt aufgegebenem Gepäck;
b) Ebene 2: die in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage jedes Flugs angegebene Masse für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck.
Die gewählte Ebene gilt jedoch für alle Flüge in den für Anträge gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG relevanten Überprüfungsjahren.
(1) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber erstellt, dokumentiert, implementiert und unterhält schriftliche Verfahren für Datenflussaktivitäten zur Überwachung von und Berichterstattung über Treibhausgasemissionen und gewährleistet, dass der jährliche Emissionsbericht, der auf Basis der Datenflussaktivitäten erstellt wird, keine Falschangaben enthält und mit dem Monitoringkonzept, den schriftlichen Verfahren und mit dieser Verordnung im Einklang steht.
Will der Luftfahrzeugbetreiber eine kostenfreie Zuteilung von Zertifikaten gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG beantragen, so gilt Unterabsatz 1 auch für die Überwachung von und die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten.
(2) Die Beschreibung der im Monitoringkonzept enthaltenen Verfahren für Datenflussaktivitäten umfasst mindestens die nachstehenden Elemente:
a) die Informationen gemäß Artikel 12 Absatz 2;
b) Angabe der Primärdatenquellen;
c) jeden der einzelnen Schritte im Datenfluss (von den Primärdaten bis zu den jährlichen Emissionen oder Tonnenkilometerdaten), die die Sequenz und Interaktion zwischen den Datenflussaktivitäten widerspiegeln, einschließlich relevanter Formeln und angewandter Datenaggregierungsschritte;
d) die relevanten Verarbeitungsschritte im Zusammenhang mit jeder spezifischen Datenflussaktivität, einschließlich der für die Bestimmung der Emissionen bzw. Tonnenkilometerdaten verwendeten Formeln und Daten;
e) die verwendeten relevanten elektronischen Datenverarbeitungs- und -speichersysteme sowie die Interaktion zwischen diesen Systemen und anderen Eingaben einschließlich manueller Eingabe;
f) die Art und Weise, in der die Ergebnisse der Datenflussaktivitäten aufgezeichnet werden.
(1) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber erstellt, dokumentiert, implementiert und unterhält ein effizientes Kontrollsystem, das gewährleistet, dass der jährliche Emissionsbericht und gegebenenfalls der Tonnenkilometerbericht, die auf Basis der Datenflussaktivitäten erstellt werden, keine Falschangaben enthalten und mit dem Monitoringkonzept sowie mit dieser Verordnung im Einklang stehen.
(2) Das Kontrollsystem gemäß Absatz 1 umfasst folgende Elemente:
a) eine Bewertung der inhärenten Risiken und Kontrollrisiken durch den Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber auf der Grundlage eines schriftlichen Verfahrens für die Durchführung der Bewertung;
b) schriftliche Verfahren im Zusammenhang mit Kontrollaktivitäten, mit denen die identifizierten Risiken gemindert werden sollen.
(3) Die schriftlichen Verfahren im Zusammenhang mit Kontrollaktivitäten gemäß Absatz 2 Buchstabe b umfassen mindestens:
a) die Qualitätssicherung der Messeinrichtungen;
b) die Qualitätssicherung des für die Datenflussaktivitäten verwendeten IT-Systems, einschließlich Computer-Prozesskontrollen;
c) die Aufgabentrennung bei den Datenfluss- und Kontrollaktivitäten sowie die Verwaltung der erforderlichen Kompetenzen;
d) interne Überprüfungen und Validierung von Daten;
e) Berichtigungen und Korrekturmaßnahmen;
(1) Für die Zwecke von Artikel 59 Absatz 3 Buchstabe a trägt der Betreiber dafür Sorge, dass alle maßgeblichen Messeinrichtungen, auch vor ihrer Verwendung, im Einklang mit den Bestimmungen dieser Verordnung und mit Messstandards, die auf international anerkannte Messstandards zurückgeführt werden können, in einer den festgestellten Risiken angemessenen Weise in regelmäßigen Abständen kalibriert, justiert und kontrolliert werden.
Können bestimmte Teile der Messsysteme nicht kalibriert werden, so führt der Betreiber diese Teile im Monitoringkonzept auf und schlägt alternative Kontrolltätigkeiten vor.
Stellt sich heraus, dass Messeinrichtungen nicht die geforderte Leistung erbringen, so trifft der Betreiber unverzüglich die erforderlichen Korrekturmaßnahmen.
(2) Bei Systemen zur kontinuierlichen Emissionsmessung wendet der Betreiber eine Qualitätssicherung im Einklang mit der Norm „Qualitätssicherung für automatische Messeinrichtungen“ (EN 14181) an, einschließlich mindestens einmal jährlich von qualifiziertem Personal durchgeführter Parallelmessungen nach Standard-Referenzmethoden.
Erfordert die Qualitätssicherung, dass als Basis für die Kalibrierung und die Leistungsprüfungen Emissionsgrenzwerte als Parameter herangezogen werden, so wird der jährliche Stundenmittelwert der Konzentration des Treibhausgases als Ersatzwert für solche Emissionsgrenzwerte verwendet. Stellt der Betreiber fest, dass die Anforderungen an die Qualitätssicherung nicht erfüllt wurden — einschließlich der Notwendigkeit einer Neukalibrierung —, so teilt er dies der zuständigen Behörde mit und trifft unverzüglich Korrekturmaßnahmen.
Für die Zwecke von Artikel 59 Absatz 3 Buchstabe b trägt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber dafür Sorge, dass das IT-System so konzipiert, dokumentiert, getestet, implementiert, kontrolliert und unterhalten wird, dass verlässliche, genaue und zeitnahe Daten unter Berücksichtigung der gemäß Artikel 59 Absatz 2 Buchstabe a identifizierten Risiken verarbeitet werden.
Zur Kontrolle des IT-Systems gehören Zugriffskontrolle, Back-up-Kontrolle, Wiederherstellung von Daten, Kontinuitätsplanung und Sicherheit.
Für die Zwecke von Artikel 59 Absatz 3 Buchstabe c bestimmt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die zuständigen Personen für sämtliche Datenfluss- und Kontrollaktivitäten in einer Weise, dass Aufgaben nicht kollidieren. Finden keine anderen Kontrollaktivitäten statt, so trägt er bei allen Datenflussaktivitäten unter Berücksichtigung der identifizierten inhärenten Risiken dafür Sorge, dass alle relevanten Informationen und Daten von mindestens einer Person, die an der Ermittlung und Aufzeichnung dieser Informationen und Daten nicht beteiligt war, bestätigt werden.
Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber verwaltet die für die betreffenden Verantwortungsbereiche erforderlichen Kompetenzen, insbesondere die angemessene Verteilung der Zuständigkeiten, Schulungen und Leistungsprüfungen.
(1) Für die Zwecke von Artikel 59 Absatz 3 Buchstabe d und auf der Grundlage der in der Risikobewertung gemäß Artikel 59 Absatz 2 Buchstabe a identifizierten inhärenten Risiken und Kontrollrisiken überprüft und validiert der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die aus den Datenflussaktivitäten gemäß Artikel 58 resultierenden Daten.
Eine solche Datenüberprüfung und -validierung umfasst mindestens
a) eine Prüfung der Vollständigkeit der Daten;
b) einen Vergleich der Daten, die der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber über mehrere Jahre erhalten, überwacht und mitgeteilt hat;
c) einen Vergleich von Daten und Werten aus verschiedenen operationellen Datenerhebungssystemen, einschließlich gegebenenfalls der folgenden Vergleiche:
(2) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber trägt nach Möglichkeit dafür Sorge, dass die Kriterien für eine Ablehnung von Daten im Rahmen der Überprüfung und Validierung im Voraus feststehen. Zu diesem Zweck werden die Kriterien für eine Ablehnung von Daten in der Dokumentation der einschlägigen schriftlichen Verfahren festgelegt.
(1) Sofern bestimmte Aspekte der Datenflussaktivitäten gemäß Artikel 58 oder der Kontrollaktivitäten gemäß Artikel 59 nicht reibungslos oder nur außerhalb der Grenzen funktionieren, die in der Dokumentation der Verfahren für die Datenfluss- und Kontrollaktivitäten vorgegeben sind, nimmt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber angemessene Berichtigungen vor und berichtigt die abgelehnten Daten unter Vermeidung einer Unterschätzung der Emissionen.
(2) Für die Zwecke von Absatz 1 trifft der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber zumindest alle nachstehenden Maßnahmen:
a) Prüfung der Gültigkeit der Ergebnisse der jeweiligen Schritte im Rahmen der Datenflussaktivitäten gemäß Artikel 58 bzw. der Kontrollaktivitäten gemäß Artikel 59;
b) Ermittlung der Ursache des betreffenden Defekts oder Funktionsfehlers;
c) Anwendung geeigneter Korrekturmaßnahmen, einschließlich Berichtigung der betroffenen Daten im Emissionsbericht oder gegebenenfalls im Tonnenkilometerbericht.
(3) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber führt die Berichtigungen und Korrekturmaßnahmen gemäß Absatz 1 so durch, dass auf die in der Risikobewertung gemäß Artikel 59 identifizierten inhärenten Risiken und Kontrollrisiken reagiert wird.
Lagert der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber eine oder mehrere der Datenflussaktivitäten gemäß Artikel 58 oder der Kontrollaktivitäten gemäß Artikel 59 aus, so trifft er alle nachstehenden Maßnahmen:
a) Prüfung der Qualität der ausgelagerten Datenflussaktivitäten und Kontrollaktivitäten im Einklang mit dieser Verordnung;
b) Festlegung geeigneter Anforderungen an die Ergebnisse der ausgelagerten Prozesse und an die in diesen Prozessen angewendeten Methoden;
c) Prüfung der Qualität der Ergebnisse und Methoden gemäß Buchstabe b;
d) Gewährleistung, dass die ausgelagerten Aktivitäten so durchgeführt werden, dass auf die in der Risikobewertung gemäß Artikel 59 identifizierten inhärenten Risiken und Kontrollrisiken reagiert wird.
(1) Fehlen Daten, die für die Bestimmung der Emissionen einer Anlage relevant sind, so verwendet der Anlagenbetreiber eine geeignete Schätzmethode zur Ermittlung konservativer Ersatzdaten für den betreffenden Zeitraum und den fehlenden Parameter.
Hat der Anlagenbetreiber die Schätzmethode nicht in einem schriftlichen Verfahren festgelegt, so stellt er ein solches schriftliches Verfahren auf und legt der zuständigen Behörde eine entsprechende Aktualisierung des Monitoringkonzepts gemäß Artikel 15 zur Genehmigung vor.
(2) Fehlen Daten, die für die Bestimmung der Emissionen eines Luftfahrzeugbetreibers für einen oder mehrere Flüge relevant sind, so verwendet der Luftfahrzeugbetreiber für den betreffenden Zeitraum Ersatzdaten, die nach der im Monitoringkonzept festgelegten alternativen Methode berechnet werden.
Können keine Ersatzdaten gemäß Unterabsatz 1 ermittelt werden, so kann der Luftfahrzeugbetreiber die Emissionen für den oder die betreffenden Flüge anhand des durch ein Instrument gemäß Artikel 55 Absatz 2 ermittelten Treibstoffverbrauchs schätzen.
Treten bei mehr als 5 % der gemeldeten jährlichen Flüge Datenlücken im Sinne der Unterabsätze 1 und 2 auf, so unterrichtet der Betreiber unverzüglich die zuständige Behörde und trifft Abhilfemaßnahmen zur Verbesserung der Überwachungsmethodik.
(1) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber führt für mindestens zehn Jahre Aufzeichnungen aller relevanten Daten und Informationen, einschließlich der Informationen gemäß Anhang IX.
Die dokumentierten und archivierten Überwachungsdaten ermöglichen die Prüfung der jährlichen Emissionsberichte bzw. der Tonnenkilometerberichte nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067. Vom Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber übermittelte Daten, die in einem von der zuständigen Behörde errichteten elektronischen Berichterstattungs- und Datenverwaltungssystem gespeichert sind, können als vom Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber aufbewahrt angesehen werden, wenn dieser Zugriff auf diese Daten hat.
(2) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber trägt dafür Sorge, dass maßgebliche Dokumente immer dann und dort zur Verfügung stehen, wo sie zur Durchführung der Datenfluss- und Kontrollaktivitäten benötigt werden.
Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber stellt diese Dokumente der zuständigen Behörde sowie der Prüfstelle, die den Emissionsbericht bzw. Tonnenkilometerbericht nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 prüft, auf Anfrage zur Verfügung.
(1) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber übermittelt der zuständigen Behörde alljährlich bis 31. März einen Emissionsbericht, der die Jahresemissionen des Berichtszeitraums umfasst und nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 geprüft wurde.
Die zuständigen Behörden können die Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber jedoch auffordern, den geprüften jährlichen Emissionsbericht vor dem 31. März, jedoch nicht vor dem 28. Februar zu übermitteln.
(2) Beantragt ein Luftfahrzeugbetreiber eine kostenfreie Zuteilung von Emissionszertifikaten gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie 2003/87/EG, so übermittelt er der zuständigen Behörde bis 31. März des auf das Überprüfungsjahr gemäß Artikel 3e oder 3f der Richtlinie folgenden Jahres einen Tonnenkilometerbericht, der die Tonnenkilometerdaten des Überprüfungsjahres umfasst und nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 geprüft wurde.
(3) Die jährlichen Emissionsberichte und die Tonnenkilometerberichte enthalten mindestens die Informationen gemäß Anhang X.
(1) Jeder Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber prüft regelmäßig, ob die angewendete Überwachungsmethodik verbessert werden kann.
Der Betreiber einer Anlage legt der zuständigen Behörde einen Bericht zur Genehmigung vor, der die Angaben gemäß Absatz 2 bzw. Absatz 3 enthält und innerhalb folgender Fristen übermittelt wird:
a) für eine Anlage der Kategorie A: alle vier Jahre bis 30. Juni;
b) für eine Anlage der Kategorie B: alle zwei Jahre bis 30. Juni;
c) für eine Anlage der Kategorie C: jedes Jahr bis 30. Juni.
Die zuständige Behörde kann jedoch ein anderes Datum für die Übermittlung des Berichts festsetzen, das aber nicht nach dem 30. September desselben Jahres liegen darf.
Abweichend von den Unterabsätzen 2 und 3 und unbeschadet des Unterabsatzes 1 kann die zuständige Behörde zusammen mit dem Monitoringkonzept oder dem Verbesserungsbericht eine Verlängerung der gemäß Unterabsatz 2 geltenden Frist genehmigen, wenn der Betreiber der zuständigen Behörde bei Vorlage eines Monitoringkonzepts gemäß Artikel 12, bei Übermittlung von Aktualisierungen gemäß Artikel 15 oder bei Vorlage eines Verbesserungsberichts gemäß dem vorliegenden Artikel nachweist, dass die Gründe dafür, dass die Kosten unverhältnismäßig wären oder die Verbesserungsmaßnahmen technisch nicht machbar wären, während eines längeren Zeitraums bestehen bleiben. Bei dieser Verlängerung ist die Anzahl der Jahre zu berücksichtigen, für die der Betreiber einen Nachweis erbringt. Der Zeitraum zwischen den Verbesserungsberichten darf insgesamt drei Jahre für eine Anlage der Kategorie C, vier Jahre für eine Anlage der Kategorie B bzw. fünf Jahre für eine Anlage der Kategorie A nicht überschreiten
(2) Wendet der Anlagenbetreiber nicht mindestens die Ebenen an, die gemäß Artikel 26 Absatz 1 Unterabsatz 1 für emissionsstarke und emissionsschwache Stoffströme sowie gemäß Artikel 41 für Emissionsquellen vorgeschrieben sind, so übermittelt er eine Begründung, warum die Anwendung der vorgeschriebenen Ebenen technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde.
Stellt sich jedoch heraus, dass Maßnahmen, die zum Erreichen dieser Ebenen erforderlich sind, technisch machbar geworden sind und zu keinen unverhältnismäßigen Kosten mehr führen, so legt der Anlagenbetreiber entsprechende Änderungen des Monitoringkonzepts gemäß Artikel 15 vor und übermittelt Vorschläge zur Durchführung der betreffenden Maßnahmen einschließlich eines Zeitplans.
(3) Wendet der Anlagenbetreiber eine Fall-back-Überwachungsmethodik gemäß Artikel 22 an, so übermittelt er eine Begründung, warum es technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde, für einen oder mehrere emissionsstarke oder emissionsschwache Stoffströme mindestens Ebene 1 anzuwenden.
Stellt sich jedoch heraus, dass Maßnahmen, die für diese Stoffströme zum Erreichen von mindestens Ebene 1 erforderlich sind, technisch machbar geworden sind und zu keinen unverhältnismäßigen Kosten mehr führen, so legt der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde entsprechende Änderungen des Monitoringkonzepts gemäß Artikel 15 vor und übermittelt Vorschläge zur Durchführung der betreffenden Maßnahmen einschließlich eines Zeitplans.
(4) Enthält der nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 erstellte Prüfbericht noch offene Nichtkonformitäten oder Empfehlungen für Verbesserungen gemäß den Artikeln 27, 29 und 30 jener Durchführungsverordnung, so übermittelt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber der zuständigen Behörde bis 30. Juni des Jahres, in dem die Prüfstelle den Prüfbericht erstellt, einen Bericht zur Genehmigung. Im Bericht wird beschrieben, wie und wann der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber die von der Prüfstelle festgestellten Nichtkonformitäten behoben hat oder zu beheben beabsichtigt und die empfohlenen Verbesserungen vornehmen will.
Die zuständige Behörde kann ein anderes als das in diesem Absatz genannte Datum für die Übermittlung des Berichts festsetzen, das aber nicht nach dem 30. September desselben Jahres liegen darf. Dieser Bericht kann gegebenenfalls mit dem Bericht gemäß Absatz 1 zusammengefasst werden.
Würden die empfohlenen Verbesserungen nicht zu einer Verbesserung der Überwachungsmethodik führen, so legt der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber eine entsprechende Begründung vor. Würden die empfohlenen Verbesserungen zu unverhältnismäßigen Kosten führen, so weist der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber dies nach.
(5) Absatz 4 findet keine Anwendung, wenn der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber bereits vor dem gemäß Absatz 4 festgelegten Datum alle Nichtkonformitäten ausgeräumt, Verbesserungsempfehlungen für befolgt und die damit zusammenhängenden Änderungen des Monitoringkonzepts der zuständigen Behörde zur Genehmigung gemäß Artikel 15 vorgelegt hat.
(1) Die zuständige Behörde nimmt eine konservative Schätzung der Emissionen einer Anlage oder eines Luftfahrzeugbetreibers in jedem der folgenden Fälle vor:
a) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber hat innerhalb der in Artikel 68 Absatz 1 vorgegebenen Frist keinen geprüften jährlichen Emissionsbericht übermittelt;
b) der geprüfte jährliche Emissionsbericht gemäß Artikel 68 Absatz 1 steht nicht im Einklang mit dieser Verordnung;
c) der jährliche Emissionsbericht eines Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreibers wurde nicht nach Maßgabe der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 geprüft.
(2) Hat die Prüfstelle im Prüfbericht gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 Falschangaben nicht wesentlicher Art festgestellt, die vom Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber vor Ausstellung des Prüfberichts nicht berichtigt wurden, so bewertet die zuständige Behörde diese Falschangaben und nimmt gegebenenfalls eine konservative Schätzung der Emissionen der Anlage bzw. des Luftfahrzeugbetreibers vor. Die zuständige Behörde teilt dem Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber mit, ob und — wenn ja — welche Berichtigungen am jährlichen Emissionsbericht vorgenommen werden müssen. Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber stellt diese Informationen der Prüfstelle zur Verfügung.
(3) Die Mitgliedstaaten sehen einen effizienten Informationsaustausch zwischen den für die Genehmigung der Monitoringkonzepte und den für die Annahme der jährlichen Emissionsberichte zuständigen Behörden vor.
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 (ABl. L 41 vom 14.2.2003, S. 26).
(1) 2
2
Tonnenkilometerdaten werden als gerundete Werte von Tonnenkilometern mitgeteilt.
(2) Alle zur Berechnung der Emissionen verwendeten Variablen werden so gerundet, dass alle für die Berechnung der Emissionen und die diesbezügliche Berichterstattung signifikanten Stellen enthalten sind.
(3) Alle Daten je Flug werden so gerundet, dass alle für die Berechnung der Entfernung und der Nutzlast gemäß Artikel 57 sowie für die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten signifikanten Stellen enthalten sind.
Jede in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführte Tätigkeit, die von einem Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreiber durchgeführt wird, wird gegebenenfalls mit den Codes der folgenden Berichterstattungssysteme ausgewiesen:
a) dem Code des „Common Reporting Format“ für nationale Treibhausgasinventare, das von den zuständigen Stellen der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen angenommen wurde;
b) der Kennnummer der Anlage im Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister gemäß der Verordnung (EG) Nr. 166/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates;
c) der Tätigkeit gemäß Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 166/2006;
d) dem NACE-Code gemäß der Verordnung (EG) Nr. 1893/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates.
(1) Die Mitgliedstaaten können vorschreiben, dass die Anlagenbetreiber und Luftfahrzeugbetreiber für die Übermittlung von Monitoringkonzepten und Änderungen des Monitoringkonzepts sowie für die Übermittlung der jährlichen Emissionsberichte, der Tonnenkilometerberichte, der Prüfberichte und der Verbesserungsberichte elektronische Vorlagen oder spezifische Dateiformate verwenden müssen.
Diese von den Mitgliedstaaten festgelegten Vorlagen und spezifischen Dateiformate müssen mindestens die Informationen enthalten, die in den von der Kommission veröffentlichten elektronischen Vorlagen und Spezifikationen für ein Dateiformat enthalten sind.
(2) Bei der Festlegung der Vorlagen und Spezifikationen für ein Dateiformat gemäß Absatz 1 Unterabsatz 2 können sich die Mitgliedstaaten für eine oder beide der folgenden Möglichkeiten entscheiden:
a) Dateiformatspezifikationen, basierend auf XML, wie die von der Kommission veröffentlichte EU-EHS-Berichterstattungssprache zur Verwendung in Verbindung mit fortgeschrittenen automatisierten Systemen;
b) veröffentlichte Vorlagen in einer für Standardbürosoftware geeigneten Form, einschließlich Tabellenkalkulationen und Textverarbeitungsdateien.
(1) Entscheidet sich ein Mitgliedstaat für die Verwendung von automatisierten Systemen für den elektronischen Datenaustausch, die auf den Dateiformatspezifikationen gemäß Artikel 74 Absatz 2 Buchstabe a basieren, so müssen diese Systeme auf kosteneffiziente Weise durch Implementierung von technologischen Maßnahmen entsprechend dem aktuellen Stand der Technik Folgendes gewährleisten:
a) die Integrität der Daten, sodass elektronische Mitteilungen während der Übermittlung nicht geändert werden können;
b) die Vertraulichkeit der Daten durch Verwendung von Sicherheitstechniken, einschließlich Verschlüsselungstechniken, sodass die Daten nur der Partei zugänglich sind, für die sie bestimmt sind, und keine Daten von unbefugten Parteien abgefangen werden können;
c) die Authentizität der Daten, sodass die Identität sowohl des Absenders als auch des Empfängers der Daten bekannt und überprüft ist;
d) die Nichtabstreitbarkeit der Daten durch Verwendung von Methoden wie z. B. Unterzeichnungstechniken oder die unabhängige Prüfung von Systemsicherungen, sodass eine an einem Mitteilungsvorgang beteiligte Partei nicht abstreiten kann, eine Mitteilung empfangen zu haben, und die andere Partei nicht abstreiten kann, eine Mitteilung abgesendet zu haben.
(2) Auf den Dateiformatspezifikationen gemäß Artikel 74 Absatz 2 Buchstabe a basierende automatisierte Systeme, die von den Mitgliedstaaten für die Kommunikation zwischen zuständiger Behörde, Anlagenbetreiber, Luftfahrzeugbetreiber sowie Prüfstelle und nationaler Akkreditierungsstelle im Sinne der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 verwendet werden, müssen durch Implementierung von technologischen Maßnahmen entsprechend dem aktuellen Stand der Technik die folgenden nicht funktionsbezogenen Anforderungen erfüllen:
a) Zugriffskontrolle, sodass nur befugte Parteien auf das System Zugriff haben und keine Daten von unbefugten Parteien gelesen, geschrieben oder aktualisiert werden können, durch Implementierung von technologischen Maßnahmen, mit denen Folgendes erreicht werden soll:
b) Verfügbarkeit, sodass der Zugriff auf die Daten auch nach längerer Zeit und nach der Einführung einer etwaigen neuen Software gewährleistet ist;
c) Prüfpfad, sodass sichergestellt ist, dass Datenänderungen stets nachträglich ermittelt und analysiert werden können.
Die Verordnung (EU) Nr. 601/2012 wird wie folgt geändert:
1. Artikel 12 Absatz 1 Unterabsatz 3 Buchstabe a erhält folgende Fassung:
2. Artikel 15 Absatz 4 Buchstabe a erhält folgende Fassung:
3. Artikel 49 erhält folgende Fassung:
4. Artikel 52 wird wie folgt geändert:
5. Artikel 54 Absatz 2 Unterabsatz 1 erhält folgende Fassung:
6. Artikel 55 wird wie folgt geändert:
7. Artikel 59 Absatz 1 erhält folgende Fassung:
8. In Artikel 65 Absatz 2 wird folgender Unterabsatz 3 angefügt:
9. Anhang I Abschnitt 2 wird wie folgt geändert:
10. Anhang III Abschnitt 2 wird gestrichen.
11. Anhang IV wird wie folgt geändert:
12. Anhang IX wird wie folgt geändert:
13. Anhang X Abschnitt 2 wird wie folgt geändert:
(1) Die Verordnung (EU) Nr. 601/2012 wird mit Wirkung vom 1. Januar 2021 aufgehoben.
Bezugnahmen auf die aufgehobene Verordnung gelten als Bezugnahmen auf die vorliegende Verordnung und sind gemäß der Entsprechungstabelle in Anhang XI zu lesen.
(2) Die Bestimmungen der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 gelten weiterhin für die Überwachung von, Berichterstattung über und Prüfung von vor dem 1. Januar 2021 auftretenden Emissionen und gegebenenfalls anfallenden Tätigkeitsdaten.
Amtsblatt der Europäischen Union
Sie gilt ab dem 1. Januar 2021.
Artikel 76 gilt jedoch ab dem 1. Januar 2019 oder ab dem Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist.
Das Monitoringkonzept für eine Anlage muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Allgemeine Angaben zur Anlage:
2. eine ausführliche Beschreibung der auf Berechnung beruhenden Methodiken, soweit sie angewandt werden, bestehend aus
3. soweit eine Fall-Back-Überwachungsmethodik gemäß Artikel 22 angewandt wird: eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik für Stoffströme oder Emissionsquellen, für die keine Ebenenmethodik angewendet wird, und eine Beschreibung des für die diesbezüglich durchzuführende Unsicherheitsanalyse angewandten schriftlichen Verfahrens;
4. eine ausführliche Beschreibung der auf Messung beruhenden Methodiken, sofern sie angewandt werden, bestehend aus
5. ergänzend zu den Angaben gemäß Nummer 4: eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik im Falle der Überwachung von N2O-Emissionen, gegebenenfalls in Form einer Beschreibung der angewandten schriftlichen Verfahren, einschließlich einer Beschreibung
6. eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik im Falle der Überwachung von Perfluorkohlenwasserstoffen aus der Primäraluminiumproduktion, gegebenenfalls in Form einer Beschreibung der angewandten schriftlichen Verfahren, einschließlich
7. eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik, soweit inhärentes CO2 als Teil eines Stoffstroms gemäß Artikel 48, CO2 gemäß Artikel 49 oder N2O gemäß Artikel 50 weitergeleitet wird, gegebenenfalls in Form einer Beschreibung der angewandten schriftlichen Verfahren, einschließlich
1. Das Monitoringkonzept muss für alle Luftfahrzeugbetreiber die folgenden Angaben enthalten:
2. Das Monitoringkonzept muss für Luftfahrzeugbetreiber, die keine Kleinemittenten im Sinne von Artikel 55 Absatz 1 sind oder die nicht beabsichtigen, ein Instrument für Kleinemittenten gemäß Artikel 55 Absatz 2 zu verwenden, folgende Angaben enthalten:
Das Monitoringkonzept für Tonnenkilometerdaten muss die folgenden Angaben enthalten:
a) die Informationen gemäß Abschnitt 2 Nummer 1 dieses Anhangs;
b) eine Beschreibung der schriftlichen Verfahren für die Bestimmung der Tonnenkilometerdaten je Flug, einschließlich
Die Unsicherheitsschwellen in Tabelle 1 gelten für Ebenen, die für die Tätigkeitsdatenanforderungen gemäß Artikel 28 Absatz 1 Buchstabe a und Artikel 29 Absatz 2 Unterabsatz 1 sowie Anhang IV relevant sind. Die Unsicherheitsschwellen sind als höchstzulässige Unsicherheiten für die Bestimmung von Stoffströmen über einen Berichterstattungszeitraum auszulegen.
Sind in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG genannte Tätigkeiten in Tabelle 1 nicht erfasst und wird keine Massenbilanz angewandt, so wendet der Anlagenbetreiber die Ebenen an, die in Tabelle 1 unter „Verbrennung von Brennstoffen und als Prozess-Input verwendete Brennstoffe“ für diese Tätigkeiten angegeben sind.
| Tätigkeit/Stoffstromtyp | Parameter, für den die Unsicherheit gilt | Ebene 1 | Ebene 2 | Ebene 3 | Ebene 4 |
| Verbrennung von Brennstoffen und als Prozess-Input verwendete Brennstoffe | |||||
| Kommerzielle Standardbrennstoffe | Brennstoffmenge [t] oder [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Andere gasförmige u. flüssige Brennstoffe | Brennstoffmenge [t] oder [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Feste Brennstoffe | Brennstoffmenge (t) | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Abfackeln | Fackelgasmenge (Nm3) | ± 17,5 % | ± 12,5 % | ± 7,5 % | |
| Abgaswäsche: Karbonat (Methode A) | verbrauchte Karbonatmenge (t) | ± 7,5 % | |||
| Abgaswäsche: Gips (Methode B) | erzeugte Gipsmenge (t) | ± 7,5 % | |||
| Abgaswäsche: Harnstoff | verbrauchte Harnstoffmenge | ± 7,5 % | |||
| Raffination von Mineralöl | |||||
| Regeneration von katalytischen Crackern | Unsicherheitsvorgaben gelten für jede Emissionsquelle separat | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
| Herstellung von Koks | |||||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Röstung oder Sinterung von Metallerz | |||||
| Karbonat-Input und Prozessrückstände | Karbonat-Input-Material und Prozessrückstände (t) | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von Eisen oder Stahl | |||||
| Brennstoff als Prozess-Input | jeder Massenstrom in die und aus der Anlage (t) | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von Zementklinker | |||||
| Auf Basis des Ofen-Inputs (Methode A) | jeder relevante Ofen-Input (t) | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
| Klinker-Output (Methode B) | hergestellte Klinkermenge (t) | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
| CKD (Zementofenstaub) | CKD oder Bypass-Staub (t) | entfällt | ± 7,5 % | ||
| Nicht karbonatischer Kohlenstoff | jedes Rohmaterial (t) | ± 15 % | ± 7,5 % | ||
| Herstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder Magnesit | |||||
| Karbonate und andere Prozessmaterialien (Methode A) | jeder relevante Ofen-Input (t) | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
| Erdalkalimetalloxid (Methode B) | hergestellte Kalkmenge (t) | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
| Ofenstaub (Methode B) | Ofenstaub [t] | entfällt | ± 7,5 % | ||
| Herstellung von Glas und Mineralwolle | |||||
| Karbonate und andere Prozessmaterialien (Input) | jedes (jeder) für CO2-Emissionen verantwortliche karbonathaltige Rohmaterial bzw. Zusatzstoff [t] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
| Herstellung von keramischen Erzeugnissen | |||||
| Kohlenstoff-Inputs (Methode A) | jedes (jeder) für CO2-Emissionen verantwortliche karbonathaltige Rohmaterial bzw. Zusatzstoff [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
| Alkalimetalloxid (Methode B) | Bruttoproduktionsmenge, einschließlich Ausschuss und Scherben aus Öfen und Beförderungsmitteln [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
| Abgaswäsche | verbrauchte Menge Trocken-CaCO3 [t] | ± 7,5 % | |||
| Herstellung von Zellstoff und Papier | |||||
| Ergänzungschemikalien | Menge an CaCO3 und Na2CO3 [t] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
| Herstellung von Industrieruß | |||||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von Ammoniak | |||||
| Brennstoff als Prozess-Input | als Prozess-Input verbrauchte Brennstoffmenge [t] oder [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas | |||||
| Brennstoff als Prozess-Input | als Prozess-Input für die Wasserstofferzeugung verbrauchte Brennstoffmenge (t)oder (Nm3) | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von organischen Grundchemikalien | |||||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen einschließlich Sekundäraluminium | |||||
| Prozessemissionen | jedes (jeder) als Prozess-Input verwendete Input-Material bzw. Prozessrückstand [t] | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| Herstellung von Primäraluminium | |||||
| Massenbilanzmethodik | jedes Input- und Outputmaterial [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
| PFC-Emissionen (Steigungsmethode) | Primäraluminiumproduktion in [t], Anodeneffekt-Minuten in [Anzahl Anodeneffekte/Zelltag] und [Anodeneffekt-Minuten/Häufigkeit] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
| PFC-Emissionen (Überspannungsmethode) | Primäraluminiumproduktion in [t], Anodeneffekt-Überspannung [mV] und Stromeffizienz [-] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
2
2
Für Prozessemissionen aus der Wäsche der dabei anfallenden Abgase werden gegebenenfalls die in den Abschnitten 4 und 5 dieses Anhangs festgelegten Ebenen verwendet.
Wird für ein Brennstoff- oder Materialgemisch ein Biomasseanteil bestimmt, so beziehen sich die festgelegten Ebenen auf den vorläufigen Emissionsfaktor. Bei fossilen Brennstoffen und Materialien beziehen sich die Ebenen auf den Emissionsfaktor.
Ebene 1:
a) entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1
b) oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe e, soweit in Anhang VI Abschnitt 1 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:
Ebene 2b:
a) einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, einschließlich solcher, die üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden;
b) des unteren Heizwerts bestimmter Kohlearten.
Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahren der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Proxywerte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden.
Ebene 3:
a) entweder die Bestimmung des Emissionsfaktors nach den maßgeblichen Vorschriften der Artikel 32 bis 35,
b) oder die für die Ebene 2b spezifizierte empirische Korrelation, soweit der Anlagenbetreiber zur Zufriedenheit der zuständigen Behörde nachweist, dass die Unsicherheit der empirischen Korrelation nicht mehr als 1/3 des Unsicherheitswerts beträgt, den der Anlagenbetreiber in Bezug auf die Bestimmung der Tätigkeitsdaten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material einhalten muss.
Ebene 1
a) entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 1
b) oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe e, soweit in Anhang VI Abschnitt 1 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:
Ebene 2b:
Ebene 3:
Ebene 1:
Ebene 2:
Ebene 3:
Ebene 1:
Ebene 2:
Ebene 3:
Nimmt ein Anlagenbetreiber im Einklang mit Artikel 39 Absatz 1 einen fossilen Anteil von 100 % an, so wird für den Biomasseanteil keine Ebene festgelegt.
Wendet ein Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 an, so gelten die in diesem Abschnitt festgelegten Ebenen.
Der Anlagenbetreiber wendet eine der unter dieser Nummer angegebenen Ebenen an. Zur Errechnung des Kohlenstoffgehalts aus einem Emissionsfaktor verwendet er die folgenden Gleichungen:
a)
2
C = (EF × Hu)/f
b)
2
C = EF/f
Dabei ist C der als Bruchteil angegebene Kohlenstoffgehalt (Tonne Kohlenstoff je Tonne Produkt), EF der Emissionsfaktor, Hu der untere Heizwert und f der Faktor gemäß Artikel 36 Absatz 3.
Wird für ein Brennstoff- oder ein Materialgemisch ein Biomasseanteil bestimmt, so beziehen sich die hier festgelegten Ebenen auf den Gesamtkohlenstoffgehalt. Der Biomasseanteil des Kohlenstoffs wird anhand der unter Abschnitt 2.4 dieses Anhangs festgelegten Ebenen bestimmt.
Ebene 1:
a) entweder den aus den Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitte 1 und 2 errechneten Kohlenstoffgehalt
b) oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe e, wenn in Anhang VI Abschnitte 1 und 2 kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2a:
Ebene 2b:
a) einer Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, die beispielsweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie üblicherweise eingesetzt werden,
b) des unteren Heizwerts bestimmter Kohlearten.
Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahren der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Proxywerte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden.
Ebene 3:
a) entweder die Bestimmung des Kohlenstoffgehalts nach den maßgeblichen Vorschriften der Artikel 32 bis 35
b) oder die für die Ebene 2b spezifizierte empirische Korrelation, soweit der Anlagenbetreiber zur Zufriedenheit der zuständigen Behörde nachweist, dass die Unsicherheit der empirischen Korrelation nicht mehr als 1/3 des Unsicherheitswerts beträgt, den der Anlagenbetreiber in Bezug auf die Bestimmung der Tätigkeitsdaten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material einhalten muss.
Es gelten die in Abschnitt 2.2 festgelegten Ebenen.
Es gelten die in Abschnitt 2.4 festgelegten Ebenen.
Für alle Prozessemissionen gelten, soweit sie nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 Absatz 2 überwacht werden, die nachstehend festgelegten Ebenen für den Emissionsfaktor und den Umsetzungsfaktor:
a) Methode A: Input-Betrachtung: der Emissionsfaktor und die Tätigkeitsdaten bezogen auf die Menge des im Prozess eingesetzten Materials.
b) Methode B: Output-Betrachtung: der Emissionsfaktor und die Tätigkeitsdaten bezogen auf die aus dem Prozess hervorgehende Produktion.
Ebene 1:
a) entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 2 Tabelle 2
b) oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe e, soweit in Anhang VI kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2:
Ebene 3:
Ebene 1:
Ebene 2:
Ebene 1:
a) entweder die Standardfaktoren gemäß Anhang VI Abschnitt 2 Tabelle 3
b) oder andere konstante Werte gemäß Artikel 31 Absatz 1 Buchstabe e, soweit in Anhang VI kein verbindlicher Wert vorgegeben ist.
Ebene 2
Ebene 3
Ebene 1:
Ebene 2:
2
Es gelten die in Abschnitt 2.1 festgelegten Ebenen.
Enthält das Prozessmaterial brennbaren Kohlenstoff, so muss der Anlagenbetreiber den unteren Heizwert melden. Es gelten die in Abschnitt 2.2 festgelegten Ebenen.
Enthält das Prozessmaterial brennbaren Kohlenstoff, so muss der Anlagenbetreiber einen Oxidationsfaktor anwenden. Für diesen Zweck gelten die in Abschnitt 2.3 festgelegten Ebenen.
In allen anderen Fällen wendet der Anlagenbetreiber einen Umrechnungsfaktor an. Für diesen Zweck gelten die wie folgt festgelegten Ebenen:
Ebene 1
Ebene 2
Es gelten die in Abschnitt 2.4 festgelegten Ebenen.
Der Luftfahrzeugbetreiber wendet die folgende Formel an:
Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug [t] = Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den betreffenden Flug [t] – Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den Folgeflug [t] + Treibstoffbetankung für diesen Folgeflug [t]
Findet keine Betankung für den Flug oder den Folgeflug statt, so wird die Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks beim Block-off für den Flug bzw. den Folgeflug bestimmt. In dem Ausnahmefall, dass ein Luftfahrzeug nach dem Flug, für den der Treibstoffverbrauch überwacht wird, andere Tätigkeiten als einen Flug ausführt, einschließlich größerer Wartungsarbeiten, die ein Entleeren der Tanks erfordern, kann der Luftfahrzeugbetreiber die „Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den Folgeflug + Treibstoffbetankung für diesen Folgeflug“ durch die „in den Tanks zu Beginn der nachfolgenden Tätigkeit des Luftfahrzeugs verbliebene Treibstoffmenge“, wie sie in den technischen Logs aufgezeichnet ist, ersetzen.
Der Luftfahrzeugbetreiber wendet die folgende Formel an:
Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug [t] = beim Block-on am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge [t] + Treibstoffbetankung für den Flug [t] – beim Block-on am Ende des Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge [t]
Der Block-on kann als der Zeitpunkt angesehen werden, zu dem die Motoren abgestellt werden. Hat das Luftfahrzeug vor dem Flug, dessen Treibstoffverbrauch überwacht wird, keinen Flug ausgeführt, so kann der Luftfahrzeugbetreiber anstelle der „beim Block-on am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebenen Treibstoffmenge“„die am Ende der vorangegangenen Tätigkeit des Luftfahrzeugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge“ angeben, wie sie in den technischen Logs aufgezeichnet ist.
| Treibstoff | Emissionsfaktor (t CO2/t Treibstoff) |
| Flugbenzin (AvGas) | 3,10 |
| Jetbenzin (Jet B) | 3,10 |
| Jetkerosin (Jet A1 oder Jet A) | 3,15 |
Flugstrecke [km] = Großkreisentfernung [km] + 95 km
Die Großkreisentfernung entspricht der kürzesten Flugstrecke zwischen zwei beliebigen Punkten auf der Erdoberfläche, die nach dem System gemäß Anhang 15 Artikel 3.7.1.1 des Übereinkommens von Chicago (WGS 84) angeglichen wird.
Die Längen- und Breitengradpositionen der Flugplätze werden entweder aus in Luftfahrthandbüchern gemäß Anhang 15 des Übereinkommens von Chicago (Aeronautical Information Publications, AIP) veröffentlichten Flugplatzstandortdaten oder aus einer AIP-Daten nutzenden Quelle entnommen.
Anhand einer Software oder von Dritten berechnete Flugstrecken können ebenfalls herangezogen werden, vorausgesetzt, die Berechnungsmethodik beruht auf der in diesem Abschnitt genannten Formel, auf AIP-Daten und den WGS 84-Vorgaben.
2
Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen und Geräten unterliegen nicht der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht der Anlagenbetreiber. Alle Emissionen einer Anlage aus der Verbrennung von Brennstoffen sind dieser Anlage zuzuordnen, und zwar unabhängig davon, ob Wärme oder Strom an andere Anlagen abgegeben werden. Emissionen aus der Erzeugung von Wärme oder Strom, die bzw. der von einer anderen Anlage bezogen wird, werden der annehmenden Anlage nicht zugerechnet.
Der Betreiber berücksichtigt mindestens die folgenden Emissionsquellen: Heizkessel, Brenner, Turbinen, Erhitzer, Industrieöfen, Verbrennungsöfen, Kalzinieröfen, Brennöfen, Öfen, Trockner, Motoren, Brennstoffzellen, CLC-Einheiten (CLC: Chemical Looping Combustion), Fackeln, thermische oder katalytische Nachverbrennungsanlagen und Abgaswäscher (Prozessemissionen) sowie alle anderen Geräte und Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, ausgenommen Geräte oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Verkehrszwecken genutzt werden.
Emissionen aus Verbrennungsprozessen werden gemäß Artikel 24 Absatz 1 berechnet, es sei denn, die Brennstoffe sind Teil einer Massenbilanz gemäß Artikel 25. Es gelten die in Anhang II Abschnitt 2 festgelegten Ebenen. Darüber hinaus werden Prozessemissionen aus der Abgaswäsche nach den Vorschriften gemäß Unterabschnitt C überwacht.
Für Emissionen aus Abfackelprozessen gelten die spezifischen Vorschriften gemäß Unterabschnitt D.
Verbrennungsprozesse, die in Gasaufbereitungsstationen stattfinden, können unter Verwendung einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 überwacht werden.
2
Ebene 1
3
3
Ebene 1:
4
2
2
2
Umsetzungsfaktor:
Ebene 1
2
Emissionsfaktor:
2
Umsetzungsfaktor:
Es gilt nur die Ebene 1.
2
Abweichend von Anhang II Abschnitt 2.1 werden die Ebenen 1 und 2b für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt:
Ebene 1: Der Anlagenbetreiber legt als Referenzwert einen aus der Verbrennung von reinem Ethan errechneten Emissionsfaktor von 0,00393 t CO2/Nm3 zugrunde, der als konservativer Proxywert für Fackelgase verwendet wird.
Ebene 2b: Anlagenspezifische Emissionsfaktoren werden anhand der Prozessmodellierung auf Basis von Industriestandardmodellen aus einem Schätzwert des Molekulargewichts des Fackelgasstromes errechnet. Durch Betrachtung der relativen Anteile und der Molekulargewichte der jeweiligen Stoffströme wird für das Molekulargewicht des Fackelgases ein gewichteter Jahresmittelwert errechnet.
Abweichend von Anhang II Abschnitt 2.3 finden bei Fackelgasen für den Oxidationsfaktor ausschließlich die Ebenen 1 und 2 Anwendung.
2
2
Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Mineralölraffination werden gemäß Abschnitt 1 dieses Anhangs (für Emissionen aus der Verbrennung einschließlich Abgaswäsche) überwacht. Der Anlagenbetreiber kann die Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25 auf die gesamte Raffinerie oder auf einzelne Prozesseinheiten wie Schwerölvergasung oder Kalzinieranlagen anwenden. Werden Standardmethodik und Massenbilanz kombiniert angewandt, so muss der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
Emissionen aus speziellen Wasserstofferzeugungseinheiten werden nach Maßgabe von Abschnitt 19 dieses Anhangs überwacht.
2
2
2
Für die Überwachung von Emissionen aus der Kokserzeugung kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 anwenden.
2
3
Für die Überwachung von Emissionen aus Röst-, Sinter- und Pelletieranlagen für Metallerz kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2, 4 und 5 anwenden.
2
3
Für die Überwachung von Emissionen aus der Produktion von Roheisen und Stahl kann der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
Abweichend von Anhang II Abschnitt 3.1 wird Ebene 3 für den Kohlenstoffgehalt wie folgt festgelegt:
Ebene 3
2
2
In Anlagen, in denen Kohlenstoff aus in der Anlage eingesetzten Brennstoffen oder Input-Materialien in den Produkten oder anderen Produktions-Outputs verbleibt, wendet der Anlagenbetreiber eine Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 an. In allen anderen Fällen berechnet er die Verbrennungs- und Prozessemissionen anhand der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Anhang II Abschnitte 2 und 4 separat.
Wird eine Massenbilanz zugrunde gelegt, so kann der Anlagenbetreiber Emissionen aus Verbrennungsprozessen in der Massenbilanz berücksichtigen oder für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
2
2
2
3
Die dabei anfallenden Emissionen von Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC) aus Anodeneffekten, einschließlich diffuser Emissionen, werden gemäß Abschnitt 8 überwacht.
2
Für Emissionen aus Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber entweder die Emissionen in der Massenbilanz berücksichtigen oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
2
PFC-Emissionen werden aus den Emissionen berechnet, die in einer Leitung oder einem Kamin („Punktquellenemissionen“) gemessen werden können, sowie aus diffusen Emissionen, wobei die Abscheideleistung der Leitung zugrunde gelegt wird:
PFC-Emissionen (insgesamt) = PFC-Emissionen (Leitung)/Abscheideleistung
Die Abscheideleistung wird bei der Bestimmung der anlagenspezifischen Emissionsfaktoren gemessen. Für ihre Bestimmung ist die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 der IPCC-Leitlinien von 2006 unter Ebene 3 genannten Leitlinien heranzuziehen.
4
2
6
a) Methode A, soweit die Anodeneffekt-Minuten je Zelltag aufgezeichnet werden;
b) Methode B, soweit die Anodeneffekt-Überspannung aufgezeichnet wird.
Der Anlagenbetreiber bestimmt die PFC-Emissionen nach den folgenden Gleichungen:
CF4-Emissionen [t] = AEM × (SEFCF4/1000) × PrAl
C2F6-Emissionen [t] = CF4-Emissionen × FC2F6
Dabei ist:
AEM
Anodeneffekt-Minuten/Zelltag
CF4
4
Al
Jahresproduktion Primäraluminium [t]
C2F6
2
6
2
6
4
Anodeneffekt-Minuten je Zelltag drücken die Häufigkeit von Anodeneffekten (Zahl der Anodeneffekte/Zelltag), multipliziert mit der mittleren Dauer der Anodeneffekte (Anodeneffekt-Minuten/Häufigkeit), aus:
AEM = Häufigkeit × mittlere Dauer
Emissionsfaktor:
4
CF4
4
2
6
C2F6
2
6
4
Ebene 1
Ebene 2
4
2
6
International Aluminium Institute: The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol; Oktober 2006: US Environmental Protection Agency und International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C2F6) Emissions from Primary Aluminum Production; April 2008.
Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren mindestens alle drei Jahre oder früher, wenn relevante Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen. Als relevante Änderung gilt eine Änderung bei der Verteilung der Anodeneffektdauer oder eine Änderung des Kontrollalgorithmus, die sich auf das Gemisch der Art der Anodeneffekte oder die Strategie zum Löschen des Anodeneffekts auswirkt.
| Technologie | Emissionsfaktor für CF4 (SEFCF4)[(kg CF4/t Al)/(AE-Minuten/Zelltag)] | Emissionsfaktor für C2F6[t C2F6/t CF4] |
| Mittenbedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden (CWPB) | 0,143 | 0,121 |
| Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung (VSS) | 0,092 | 0,053 |
Soweit die Anodeneffekt-Überspannung gemessen wird, bestimmt der Anlagenbetreiber die PFC-Emissionen nach den folgenden Gleichungen:
CF4-Emissionen [t] = OVC × (AEO/CE) × PrAl × 0,001
C2F6-Emissionen [t] = CF4-Emissionen × FCF2F6
Dabei ist:
OVC
4
AEO
Anodeneffekt-Überspannung je Zelle [mV], bestimmt als das Integral von (Zeit × Spannung über der Zielspannung), geteilt durch die Zeit (Dauer) der Datenerhebung
CE
mittlere Stromeffizienz der Aluminiumproduktion (%)
Al
Jahresproduktion Primäraluminium [t]
CF2F6
2
6
2
6
4
Die Angabe AEO/CE (Anodeneffekt-Überspannung/Stromeffizienz) drückt die zeitintegrierte mittlere Anodeneffekt-Überspannung [mV Überspannung] je mittlerer Stromeffizienz [%] aus.
Emissionsfaktor:
4
4
2
6
2
6
2
6
Ebene 1
Ebene 2
4
4
2
6
2
6
4
Der Anlagenbetreiber bestimmt die Emissionsfaktoren mindestens alle drei Jahre oder früher, wenn relevante Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen. Als relevante Änderung gilt eine Änderung bei der Verteilung der Anodeneffektdauer oder eine Änderung des Kontrollalgorithmus, die sich auf das Gemisch der Art der Anodeneffekte oder die Strategie zum Löschen des Anodeneffekts auswirkt.
| Technologie | Emissionsfaktor für CF4[(kg CF4/t Al) / mV] | Emissionsfaktor für C2F6[t C2F6/t CF4] |
| Mittenbedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden (CWPB) | 1,16 | 0,121 |
| Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung (VSS) | entfällt | 0,053 |
2Äq
4
2
6
2Ä)
4
CF4
2
6
C2F6
2
3
3
3
2
Werden Zementofenstaub (cement kiln dust, CKD) und Bypass-Staub aus dem Ofensystem abgeschieden, so betrachtet der Anlagenbetreiber das betreffende Rohmaterial nicht als Prozess-Input, sondern er berechnet die CKD-Emissionen nach Maßgabe von Unterabschnitt C.
Sofern Rohmehl nicht als solches charakterisiert wird, wendet der Anlagenbetreiber die Unsicherheitsvorschriften für Tätigkeitsdaten auf jeden der relevanten kohlenstoffhaltigen Ofen-Inputs separat an, wobei Doppelerfassungen oder Nichterfassungen aufgrund von Materialrücklauf bzw. Bypass-Material zu vermeiden sind. Werden Tätigkeitsdaten auf Basis des produzierten Klinkers ermittelt, so kann die Nettorohmehlmenge anhand eines anlagenspezifischen empirischen Rohmehl/Klinker-Quotienten bestimmt werden, der mindestens einmal jährlich nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie auf den neuesten Stand gebracht wird.
Der Anlagenbetreiber bestimmt Tätigkeitsdaten anhand der Klinkerproduktion [t] im Berichtszeitraum, und zwar
a) entweder durch direktes Wiegen des Klinkers
b) oder auf Basis der Zementauslieferungen nach folgender Formel (Materialbilanz unter Berücksichtigung des Klinkerversands, der Klinkerzulieferung und der Veränderungen des Klinkerbestands):
Der Anlagenbetreiber berechnet den Klinker-/Zement-Quotienten entweder für jedes der verschiedenen Zementprodukte nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 oder aus der Differenz zwischen Zementzulieferungen, Bestandsveränderungen und als Zusatzstoffe im Zement verwendeten Materialien einschließlich Bypass- und Zementofenstaub.
Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 wird Ebene 1 für den Emissionsfaktor wie folgt festgelegt:
Ebene 1
2
2
Ebene 1: Der Anlagenbetreiber wendet einen Emissionsfaktor von 0,525 t CO2/t Staub an.
Ebene 2: Der Anlagenbetreiber bestimmt den Emissionsfaktor (EF) mindestens einmal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 und nach folgender Formel:
EF
CKD
EF
Kli
EF
Kli
G
EF
Kli
EF
Kli
G
Dabei ist:
CKD
2
Kli
2
G
2
2
Ebene 3 für den Emissionsfaktor findet keine Anwendung.
Der Anlagenbetreiber bestimmt zumindest die Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff in Kalkstein, Schiefer oder alternativem Rohmaterial (z. B. Flugasche), die im Rohmehl im Ofen verwendet werden, nach Maßgabe von Artikel 24 Absatz 2.
Die Ebenen für den Emissionsfaktor werden wie folgt festgelegt:
Ebene 1: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie geschätzt.
Ebene 2: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird mindestens einmal jährlich nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.
Die Ebenen für den Umsetzungsfaktor werden wie folgt festgelegt:
Ebene 1: Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1.
Ebene 2: Der Umsetzungsfaktor wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie berechnet.
2
2
2
Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 überwacht. Abweichend von Anhang II Abschnitte 4 und 5 gelten für Prozessemissionen aus Rohmaterialien die folgenden Ebenen für Emissionsfaktoren: Kalzium- und Magnesium-Karbonate müssen stets berücksichtigt werden. Andere Karbonate und organischer Kohlenstoff im Rohmaterial werden berücksichtigt, wenn sie für die Berechnung der Emissionen relevant sind.
Für die Methodik der Input-Betrachtung werden die Karbonatgehaltswerte um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des Materials bereinigt. Bei der Magnesiaherstellung sind gegebenenfalls andere nichtkarbonathaltige magnesiumhaltige Mineralstoffe zu berücksichtigen.
Doppelerfassungen oder Nichterfassungen aufgrund von Materialrückläufen oder von Bypass-Material sind zu vermeiden. Bei Anwendung von Methode B ist Kalkofenstaub gegebenenfalls als separater Stoffstrom zu betrachten.
Der Anlagenbetreiber wendet die Vorschriften dieses Abschnitts auch auf Anlagen an, in denen Wasserglas und Steinwolle hergestellt werden.
2
3
3
2
3
3
3
2
3
2
3
3
Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gelten für Prozessemissionen die folgenden Ebenen für den Emissionsfaktor:
Ebene 1: Es sind die stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 zugrunde zu legen. Die Reinheit des jeweiligen Input-Materials wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt.
Ebene 2: Die Menge der relevanten Karbonate im jeweiligen Input-Material wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt.
Für den Umsetzungsfaktor findet ausschließlich Ebene 1 Anwendung.
2
Emissionen aus der Verbrennung, einschließlich der Abgaswäsche, werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 überwacht. Prozessemissionen aus Rohmehlkomponenten werden nach Maßgabe von Anhang II Abschnitte 4 und 5 überwacht. Für Keramikprodukte aus gereinigtem oder synthetischem Ton kann der Anlagenbetreiber entweder Methode A oder Methode B anwenden. Für Keramikprodukte aus naturbelassenem Ton und wenn Tone oder Zusatzstoffe mit hohem Gehalt an organischen Stoffen verwendet werden, wendet der Anlagenbetreiber Methode A an. Kalziumkarbonate werden immer berücksichtigt. Andere Karbonate und organischer Kohlenstoff im Rohmaterial werden berücksichtigt, wenn sie für die Emissionsberechnung relevant sind.
Die Tätigkeitsdaten für die Input-Materialien der Methode A können durch eine geeignete, von der zuständigen Behörde genehmigte Rückrechnung auf der Grundlage der Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt werden. Bei dieser Rückrechnung ist zu berücksichtigen, welche Messverfahren für getrocknete Grünlinge oder gebrannte Produkte zur Verfügung stehen und welche geeigneten Datenquellen für die Feuchtigkeit von Ton und Zusatzstoffen und für den Masseverlust (Glühverlust) der betreffenden Materialien herangezogen werden.
Abweichend von Anhang II Abschnitt 4 gelten für Prozessemissionen aus karbonathaltigen Rohmaterialien die folgenden Ebenen für Emissionsfaktoren:
Ebene 1
3
2
Ebene 2
Ebene 3
Ebene 1
2
Ebene 2
Ebene 3
Abweichend von Abschnitt 1 gilt für die Abgaswäsche die folgende Ebene für den Emissionsfaktor:
Ebene 1
3
Für die Abgaswäsche wird weder eine andere Ebene noch ein Umsetzungsfaktor angewandt. Die Doppelerfassung von gebrauchtem und von derselben Anlage zu Rohmaterial recyceltem Kalkstein ist zu vermeiden.
2
Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Abschnitt 1 überwacht.
2
Emissionen aus der Verbrennung einschließlich Abgaswäsche werden nach Maßgabe von Abschnitt I überwacht.
2
2
2
2
Für Emissionen aus Zusatzchemikalien gelten die für den Emissionsfaktor festgelegten Ebenen:
Ebene 1: Es sind die stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 zugrunde zu legen. Die Reinheit des jeweiligen Input-Materials wird nach den Best-Practice-Leitlinien der Industrie bestimmt. Die errechneten Werte sind um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des eingesetzten Karbonatmaterials zu bereinigen.
Ebene 2: Die Menge der relevanten Karbonate im jeweiligen Input-Material wird nach Maßgabe der Artikel 32 bis 35 bestimmt. Die Zusammensetzungsdaten werden gegebenenfalls anhand der stöchiometrischen Verhältniszahlen gemäß Anhang VI Abschnitt 2 in Emissionsfaktoren umgerechnet.
Für den Umsetzungsfaktor findet ausschließlich Ebene 1 Anwendung.
2
Emissionen aus der Herstellung von Industrieruß können entweder als Verbrennungsprozess einschließlich Abgaswäsche gemäß Abschnitt 1 dieses Anhangs oder mittels einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 und Anhang II Abschnitt 3 überwacht werden.
2
2
2
a) im Falle der Salpetersäureherstellung – N2O-Emissionen aus der katalytischen Oxidation von Ammoniak und/oder aus NOx/N2O-Minderungsanlagen;
b) im Falle der Adipinsäureherstellung – N2O-Emissionen, auch solche aus der Oxidationsreaktion, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;
c) im Falle der Glyoxal- und Glyoxylsäureherstellung – N2O-Emissionen, auch solche aus Prozessreaktionen, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen;
d) im Falle der Caprolactam-Herstellung – N2O-Emissionen, auch solche aus Prozessreaktionen, der direkten Prozessentlüftung und/oder Emissionskontrollvorrichtungen.
2
2
2
Für jede Quelle, deren Emissionen kontinuierlich gemessen werden, betrachtet der Anlagenbetreiber als Jahresgesamtemissionen die nach der Formel 1 in Anhang VIII Abschnitt 3 berechnete Summe aller stündlichen Emissionen.
2
2
x
2
2
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen erforderlichenfalls auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
2
Der Abgasstrom wird nach folgender Formel berechnet:
Abgasstrom
3
Luft
2,Luft
2,Abgas
Dabei ist:
Luft
3
2
Luft
2
2
Abgas
2
Luft
Soweit im Monitoringkonzept nicht anders geregelt, wendet der Anlagenbetreiber folgende Formel an:
Luft
prim
sek
Sperr
Dabei ist:
prim
3
sek
3
Sperr
3
prim
sek
Sperr
Für Zuluftströme, die zusammengerechnet weniger als 2,5 % des Gesamtluftstroms ausmachen, kann die zuständige Behörde zur Bestimmung dieser Luftstromrate Schätzmethoden akzeptieren, die der Anlagenbetreiber auf Basis von Best-Practice-Leitlinien der Industrie vorschlägt.
2
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
2
2
Der Anlagenbetreiber bezieht alle Messungen erforderlichenfalls auf Trockengas und schließt sie systematisch in seine Berichterstattung ein.
2
2
2
Bei der Bestimmung der Unsicherheit des jährlichen Stundenmittelwertes für die Emissionsquelle berücksichtigt der Anlagenbetreiber die Unsicherheit bei allen für eine bestimmte Emissionsquelle berechneten Emissionen.
Produktionsraten werden anhand der täglichen Produktionsmeldungen und Betriebsstunden berechnet.
Gültige Stundenmittelwerte oder Mittelwerte für kürzere Bezugszeiträume werden gemäß Artikel 44 berechnet für
a) die N2O-Konzentration im Abgas,
b) den Gesamtabgasstrom, soweit er direkt gemessen wird und dies erforderlich ist,
c) sämtliche Gasströme und Sauerstoffkonzentrationen, die zur indirekten Bestimmung des Gesamtabgasstroms erforderlich sind.
2
2
2Äq
2
jährlich
N2O
Dabei sind:
2
jährlich
2
2
2
2
2
2Äq
2
Emissionen aus Verbrennungsprozessen und aus Brennstoffen, die als Prozess-Inputs verwendet werden, werden nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.
2
2
2
2
2
Ist die Produktion organischer Grundchemikalien technischer Bestandteil einer Mineralölraffinerie, so wendet der Anlagenbetreiber die einschlägigen Bestimmungen von Abschnitt 2 an.
Unbeschadet von Unterabsatz 1 überwacht der Anlagenbetreiber Emissionen aus Verbrennungsprozessen, bei denen die Einsatzbrennstoffe nicht an chemischen Reaktionen zur Herstellung von organischen Grundchemikalien beteiligt sind oder aus solchen stammen, nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs. In allen anderen Fällen kann der Anlagenbetreiber beschließen, die Emissionen aus der Herstellung organischer Grundchemikalien nach der Massenbilanzmethodik gemäß Artikel 25 oder nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 zu überwachen. Wendet der Anlagenbetreiber die Standardmethodik an, so muss er der zuständigen Behörde nachweisen, dass der gewählte Ansatz alle relevanten Emissionen abdeckt, die auch unter eine Massenbilanz fallen würden.
Zur Bestimmung des Kohlenstoffgehalts bei Ebene 1 sind die Referenzemissionsfaktoren gemäß Anhang VI Tabelle 5 zugrunde zu legen. Den Kohlenstoffgehalt von Stoffen, die nicht in Anhang VI Tabelle 5 oder anderen Abschnitten dieser Verordnung aufgeführt sind, berechnet der Anlagenbetreiber aus dem stöchiometrischen Kohlenstoffgehalt des reinen Stoffes und der Konzentration des Stoffes im Input- oder Output-Strom.
2
Emissionen aus Verbrennungsprozessen und aus Brennstoffen, die als Prozess-Inputs für die Wasserstoffherstellung verwendet werden, werden nach der Standardmethodik gemäß Artikel 24 und Abschnitt 1 dieses Anhangs überwacht.
Emissionen aus der Herstellung von Synthesegas werden als Teil einer Massenbilanz gemäß Artikel 25 überwacht. Bei Emissionen aus separaten Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber entweder die Emissionen in der Massenbilanz berücksichtigen oder zumindest für einen Teil der Stoffströme die Standardmethodik gemäß Artikel 24 anwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
2
2
a) Brennstoffe für Verbrennungsprozesse, einschließlich für die Heißwasser- oder Dampfbereitung;
b) Rohstoffe, einschließlich Abgas aus dem Brennen von Kalkstein, sofern es nicht für die Karbonisierung eingesetzt wird;
c) Abgase aus Wasch- oder Filterschritten nach der Karbonisierung, sofern sie nicht für die Karbonisierung eingesetzt werden.
Der Anlagenbetreiber überwacht die Emissionen aus der Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat anhand einer Massenbilanz gemäß Artikel 25. Bei Emissionen aus Verbrennungsprozessen kann der Anlagenbetreiber beschließen, diese in die Massenbilanz einzubeziehen oder die Standardmethodik gemäß Artikel 24 zumindest für einen Teil der Stoffströme zu verwenden, wobei sicherzustellen ist, dass die Emissionen vollständig erfasst sind und nicht doppelt gezählt werden.
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
a) an die Abscheidungsanlage weitergeleitetes CO2;
b) Verbrennungstätigkeiten und damit zusammenhängende andere Tätigkeiten der Anlage, die mit der Abscheidung im Zusammenhang stehen, einschließlich Verwendung von Brennstoff und Input-Material.
2
2
Abscheidungsanlage
Input
ohne Abscheidung
zu speichern
Dabei sind:
Abscheidungsanlage
die gesamten Treibhausgasemissionen der Abscheidungsanlage
Input
2
ohne Abscheidung
2
zu speichern
2
2
Input
ohne Abscheidung
2
2
Input
2
2
2
Input
2
2
2
Der Betreiber der Transportnetze bestimmt die Emissionen nach einer der folgenden Methoden:
a) Methode A (Gesamtmassenbilanz aller Input- und Output-Stoffströme) gemäß Unterabschnitt B.1;
b) Methode B (Überwachung einzelner Emissionsquellen) gemäß Unterabschnitt B.2.
Bei der Entscheidung für Methode A oder Methode B weist jeder Betreiber der zuständigen Behörde nach, dass die gewählte Methodik zu zuverlässigeren Ergebnissen mit einer geringeren Unsicherheit in Bezug auf die Gesamtemissionen führt und dass zu dem Zeitpunkt, an dem die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen beantragt und das Monitoring-Konzept genehmigt wurde, die beste verfügbare Technik und die besten verfügbaren Kenntnisse zugrunde gelegt werden, ohne dass unverhältnismäßige Kosten verursacht werden. Wählt der Betreiber Methode B, so muss er der zuständigen Behörde nachweisen, dass die Gesamtunsicherheit für die jährliche Menge an Treibhausgasemissionen aus dem Transportnetz des Betreibers 7,5 % nicht übersteigt.
2
2
Jeder Betreiber eines Transportnetzes wendet Methode A an, um die Ergebnisse von Methode B mindestens einmal jährlich zu validieren. Dazu kann er für Methode A niedrigere Ebenen anwenden.
Jeder Betreiber bestimmt die Emissionen nach folgender Formel:
Emissionen
t CO
2
E
Eigentätigkeit
i
T
IN,i
i
T
AUS,i
Dabei sind:
Emissionen
2
2
Eigentätigkeit
2
IN,i
i
2
AUS,i
j
2
2
2
2 diffus
2 abgelassen
2 Leckagen
2 Anlagen
Dabei sind:
Emissionen
2
2
2 diffus
2
2
2 abgelassen
2
2
Leckagen
2
2
CO2 Anlagen
2
2
Der Betreiber berücksichtigt diffuse Emissionen aus folgenden Ausrüstungen:
a) Verschlüsse;
b) Messgeräte;
c) Ventile;
d) Zwischendruckstationen;
e) Zwischenspeicher.
EF
2
Der Betreiber berechnet diffuse Emissionen durch Multiplikation der Zahl der Ausrüstungsteile in jeder Kategorie mit dem Emissionsfaktor und anschließendes Zusammenrechnen der Ergebnisse für die einzelnen Kategorien nach folgender Gleichung:
Diffuse Em
t CO
2
Kategorie
EF
g CO
2
Ereignis
N
Ereignis
6
Ereignis
2
2
2
2
a) Er unterrichtet die zuständige Behörde;
b) er ordnet die Leckage den Emissionsquellen der betreffenden Anlage zu;
c) er überwacht die Emissionen und erstattet entsprechend Bericht.
Erst wenn Abhilfemaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine Emissionen oder keine Abgaben aus der Leckage in die Wassersäule mehr festgestellt werden können, kann der Betreiber die betreffende Leckage als Emissionsquelle aus dem Monitoringkonzept streichen und braucht diese Emissionen nicht länger zu überwachen und darüber zu berichten.
2
2
2
2
Der Betreiber bestimmt abgelassene und diffuse Emissionen nach folgender Formel:
2
2
2
2
2
2
Dabei ist:
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Jeder Betreiber berücksichtigt die folgenden potenziellen zusätzlichen Quellen von Emissionen aus der tertiären Förderung von Kohlenwasserstoffen:
a) Öl-Gas-Separatoren und die Gasrecycling-Anlage, in denen diffuse CO2-Emissionen auftreten könnten;
b) den Fackelkopf, an dem Emissionen wegen des Einsatzes von Systemen für die kontinuierliche positive Verdrängung und bei der Druckentspannung der Anlage zur Kohlenwasserstoffgewinnung auftreten können;
c) das System für den CO2-Ablass, das ein Erlöschen der Fackel wegen hoher CO2-Konzentrationen verhindern soll.
2
2
Emissionen und Abgaben in die Wassersäule werden wie folgt quantifiziert:
Emittiertes CO
2
t CO
2
T
End
T
Start
L CO
2
t CO
2
T
Dabei ist:
2
2
a) der betreffende Betreiber für jeden Kalendertag, für den die Leckage überwacht wird, L CO2 als Durchschnittswert der pro Stunde ausgetretenen Masse (t CO2/h), multipliziert mit 24, berechnet;
b) der Betreiber die pro Stunde ausgetretene Masse nach den Bestimmungen des genehmigten Monitoringkonzepts für die Speicherstätte und die Leckage bestimmt;
c) der Betreiber für jeden Kalendertag vor Überwachungsbeginn die pro Tag ausgetretene Masse der Masse gleichsetzt, die am ersten Überwachungstag ausgetreten ist, wobei sicherzustellen ist, dass der Wert nicht unterschätzt wird;
Start
der späteste der folgenden Zeitpunkte:
a) der letzte Zeitpunkt, an dem keine Emissionen oder Abgaben von CO2 in die Wassersäule aus der betreffenden Quelle gemeldet wurden;
b) der Zeitpunkt, an dem mit der CO2–Injektion begonnen wurde;
c) ein anderer Zeitpunkt, für den der zuständigen Behörde nachgewiesen wird, dass die Emission oder die Abgabe in die Wassersäule nicht vor diesem Zeitpunkt begonnen haben kann;
End
2
2
Der Betreiber quantifiziert die Menge der im Berichtszeitraum aus dem Speicherkomplex ausgetretenen Emissionen für jedes Leckageereignis mit einer Gesamtunsicherheit von höchstens 7,5 %. Übersteigt die Gesamtunsicherheit des angewandten Quantifizierungsverfahrens 7,5 %, so nimmt der Betreiber folgende Anpassung vor:
2,gemeldet
2,quantifiziert
System
Dabei ist:
2,gemeldet
2
2,quantifiziert
2
System
der Grad an Unsicherheit, der mit der für das betreffende Leckageereignis angewandten Quantifizierungsmethodik assoziiert wird.
| Tätigkeit/Stoffstromtyp | Tätigkeitsdaten | Emissionsfaktor | Zusammensetzungsdaten (Kohlenstoffgehalt) | Oxidationsfaktor | Umsetzungsfaktor | |
| Menge Brennstoff bzw. Material | Unterer Heizwert (Hu) | |||||
| Verbrennung von Brennstoffen | ||||||
| Kommerzielle Standardbrennstoffe | 2 | 2a/2b | 2a/2b | entfällt | 1 | entfällt |
| Andere gasförmige u. flüssige Brennstoffe | 2 | 2a/2b | 2a/2b | entfällt | 1 | entfällt |
| Feste Brennstoffe | 1 | 2a/2b | 2a/2b | entfällt | 1 | entfällt |
| Massenbilanzmethodik für Gasaufbereitungsstationen | 1 | entfällt | entfällt | 1 | entfällt | entfällt |
| Fackeln | 1 | entfällt | 1 | entfällt | 1 | entfällt |
| Abgaswäsche (Karbonat) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Abgaswäsche (Gips) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Abgaswäsche (Harnstoff) | 1 | 1 | 1 | entfällt | 1 | entfällt |
| Raffination von Mineralöl | ||||||
| Regeneration von katalytischen Crackern | 1 | entfällt | entfällt | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Koks | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Brennstoff als Prozess-Input | 1 | 2 | 2 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Röstung oder Sinterung von Metallerz | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Karbonat-Input | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Herstellung von Roheisen oder Stahl | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Brennstoff als Prozess-Input | 1 | 2a/2b | 2 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen einschließlich Sekundäraluminium | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Prozessemissionen | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Herstellung von Primäraluminium | ||||||
| Massenbilanz für CO2-Emissionen | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| PFC-Emissionen (Steigungsmethode) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| PFC-Emissionen (Überspannungsmethode) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Zementklinker | ||||||
| Auf Basis des Ofen-Inputs (Methode A) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Klinker-Output (Methode B) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Zementofenstaub (CKD) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Input von nichtkarbonatischem Kohlenstoff | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Herstellung von Kalk oder Brennen von Dolomit oder Magnesit | ||||||
| Karbonate (Methode A) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Sonstige Prozess-Inputs | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Erdalkalimetalloxid (Methode B) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Herstellung von Glas und Mineralwolle | ||||||
| Karbonat-Inputs | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Sonstige Prozess-Inputs | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Herstellung von keramischen Erzeugnissen | ||||||
| Kohlenstoff-Inputs (Methode A) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Sonstige Prozess-Inputs | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Alkalimetalloxid (Methode B) | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | 1 |
| Abgaswäsche | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Gips und Gipskartonplatten: siehe Verbrennung von Brennstoffen | ||||||
| Herstellung von Zellstoff und Papier | ||||||
| Ergänzungschemikalien | 1 | entfällt | 1 | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Industrieruß | ||||||
| Massenbilanzmethodik | 1 | entfällt | entfällt | 1 | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Ammoniak | ||||||
| Brennstoff als Prozess-Input | 2 | 2a/2b | 2a/2b | entfällt | entfällt | entfällt |
| Herstellung von organischen Grundchemikalien | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas | ||||||
| Brennstoff als Prozess-Input | 2 | 2a/2b | 2a/2b | entfällt | entfällt | entfällt |
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat | ||||||
| Massenbilanz | 1 | entfällt | entfällt | 2 | entfällt | entfällt |
| Brennstofftyp | Emissionsfaktor (t CO2/TJ)) | Unterer Heizwert(Hu) (TJ/Gg) | Quelle |
| Rohöl | 73,3 | 42,3 | IPCC GL 2006 |
| Orimulsion | 77,0 | 27,5 | IPCC GL 2006 |
| Flüssigerdgas | 64,2 | 44,2 | IPCC GL 2006 |
| Motorenbenzin | 69,3 | 44,3 | IPCC GL 2006 |
| Petroleum | 71,9 | 43,8 | IPCC GL 2006 |
| Schieferöl | 73,3 | 38,1 | IPCC GL 2006 |
| Gas/Dieselkraftstoff | 74,1 | 43,0 | IPCC GL 2006 |
| Rückstandsöl | 77,4 | 40,4 | IPCC GL 2006 |
| Verflüssigtes Erdgas | 63,1 | 47,3 | IPCC GL 2006 |
| Ethan | 61,6 | 46,4 | IPCC GL 2006 |
| Naphta | 73,3 | 44,5 | IPCC GL 2006 |
| Bitumen | 80,7 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Schmierstoffe | 73,3 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Petrolkoks | 97,5 | 32,5 | IPCC GL 2006 |
| Raffinerieeinsatzmaterial | 73,3 | 43,0 | IPCC GL 2006 |
| Raffineriegas | 57,6 | 49,5 | IPCC GL 2006 |
| Paraffinwachse | 73,3 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Raffinerie-Halbfertigerzeugnisse (White Spirit u. SBP) | 73,3 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Andere Erdölerzeugnisse | 73,3 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Anthrazit | 98,3 | 26,7 | IPCC GL 2006 |
| Kokskohle | 94,6 | 28,2 | IPCC GL 2006 |
| Sonstige bituminöse Kohle | 94,6 | 25,8 | IPCC GL 2006 |
| Subbituminöse Kohle | 96,1 | 18,9 | IPCC GL 2006 |
| Braunkohle | 101,0 | 11,9 | IPCC GL 2006 |
| Ölschiefer und Teersand | 107,0 | 8,9 | IPCC GL 2006 |
| Steinkohlenbriketts | 97,5 | 20,7 | IPCC GL 2006 |
| Kokereikoks u. Braunkohlenkoks | 107,0 | 28,2 | IPCC GL 2006 |
| Gaskoks | 107,0 | 28,2 | IPCC GL 2006 |
| Kohlenteer | 80,7 | 28,0 | IPCC GL 2006 |
| Ortsgas | 44,4 | 38,7 | IPCC GL 2006 |
| Kokereigas | 44,4 | 38,7 | IPCC GL 2006 |
| Gichtgas | 260 | 2,47 | IPCC GL 2006 |
| Konvertergas | 182 | 7,06 | IPCC GL 2006 |
| Erdgas | 56,1 | 48,0 | IPCC GL 2006 |
| Industrieabfälle | 143 | entfällt | IPCC GL 2006 |
| Altöle | 73,3 | 40,2 | IPCC GL 2006 |
| Torf | 106,0 | 9,76 | IPCC GL 2006 |
| Holz/Holzabfälle | — | 15,6 | IPCC GL 2006 |
| Andere primäre feste Biomasse | — | 11,6 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Holzkohle | — | 29,5 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Biobenzin | — | 27,0 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Biodiesel | — | 27,0 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Andere flüssige Biokraftstoffe | — | 27,4 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Deponiegas | — | 50,4 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Klärgas | — | 50,4 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Sonstige Biogase | — | 50,4 | IPCC GL 2006 (nur Hu) |
| Altreifen | 85,0 | entfällt | WBCSD CSI |
| Kohlenmonoxid | 155,2 | 10,1 | Falbe und M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995 |
| Methan | 54,9 | 50,0 | Falbe und M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995 |
| Karbonat | Emissionsfaktor (t CO2/t Karbonat) |
| CaCO3 | 0,440 |
| MgCO3 | 0,522 |
| Na2CO3 | 0,415 |
| BaCO3 | 0,223 |
| Li2CO3 | 0,596 |
| K2CO3 | 0,318 |
| SrCO3 | 0,298 |
| NaHCO3 | 0,524 |
| FeCO3 | 0,380 |
| Allgemeines | Emissionsfaktor = [M(CO2)] / {Y×[M(x)] + Z × [M(CO32-)]}XMetallM(x)Molekulargewicht von X in [g/mol]M(CO2)Molekulargewicht von CO2 [g/mol]M(CO32-)Molekulargewicht von CO32- [g/mol]Ystöchiometrische Zahl von XZstöchiometrische Zahl von CO32- |
| Oxid | Emissionsfaktor (t CO2/t Oxid) |
| CaO | 0,785 |
| MgO | 1,092 |
| BaO | 0,287 |
| AllgemeinesXYOZ | Emissionsfaktor = [M(CO2)] / {Y × [M(x)] + Z × [M(O)]}XErdalkali- oder AlkalimetallM(x)Molekulargewicht von X in [g/mol]M(CO2)Molekulargewicht von CO2 [g/mol]M(O)Molekulargewicht von O [g/mol]Ystöchiometrische Zahl von X= 1 (für Erdalkalimetalle)= 2 (für Alkalimetalle)Zstöchiometrische Zahl von O = 1 |
| Input- oder Output-Material | Kohlenstoffgehalt(t C/t) | Emissionsfaktor(t CO2/t) |
| Direktreduziertes Eisen (DRI) | 0,0191 | 0,07 |
| LBO-Kohle-Elektroden | 0,8188 | 3,00 |
| LBO-Beschickungs-Kohlenstoff | 0,8297 | 3,04 |
| Heißgepresstes Eisen | 0,0191 | 0,07 |
| Konvertergas | 0,3493 | 1,28 |
| Petrolkoks | 0,8706 | 3,19 |
| Roheisen | 0,0409 | 0,15 |
| Eisen/Eisenschrott | 0,0409 | 0,15 |
| Stahl/Stahlschrott | 0,0109 | 0,04 |
| Stoff | Kohlenstoffgehalt(t C/t) | Emissionsfaktor(t CO2 / t) |
| Acetonitril | 0,5852 | 2,144 |
| Acrylnitril | 0,6664 | 2,442 |
| Butadien | 0,888 | 3,254 |
| Industrieruß | 0,97 | 3,554 |
| Ethen | 0,856 | 3,136 |
| Ethylendichlorid | 0,245 | 0,898 |
| Ethylenglycol | 0,387 | 1,418 |
| Ethylenoxid | 0,545 | 1,997 |
| Blausäure | 0,4444 | 1,628 |
| Methanol | 0,375 | 1,374 |
| Methan | 0,749 | 2,744 |
| Propan | 0,817 | 2,993 |
| Propen | 0,8563 | 3,137 |
| Vinylchloridmonomer (VCM) | 0,384 | 1,407 |
| Gas | Treibhauspotenzial |
| N2O | 298 t CO2Äq / t N2O |
| CF4 | 7390 t CO2Äq / t CF4 |
| C2F6 | 12200 t CO2Äq / t C2F6 |
| Brennstoff/Material | Mindesthäufigkeit der Analysen |
| Erdgas | Mindestens wöchentlich |
| Andere Gase, insbesondere Synthesegas und Prozessgase wie Raffineriemischgas, Kokereigas, Gichtgas, Konvertergas, Ölfeldgas und Gasfeldgas | Mindestens täglich – nach geeigneten Verfahren zu unterschiedlichen Tageszeiten |
| Heizöl (z. B. leichtes, mittelschweres, schweres Heizöl, Bitumen) | Alle 20000 Tonnen Brennstoff und mindestens sechsmal jährlich |
| Kohle, Kokskohle, Petrolkoks, Torf | Alle 20000 Tonnen Brennstoff/Material und mindestens sechsmal jährlich |
| Andere Brennstoffe | Alle 10000 Tonnen Brennstoff und mindestens viermal jährlich |
| Unbehandelte feste Abfälle (rein fossil oder gemischt Biomasse/fossil) | Alle 5000 Tonnen Abfall und mindestens viermal jährlich |
| Flüssige Abfälle, vorbehandelte feste Abfälle | Alle 10000 Tonnen Abfall und mindestens viermal jährlich |
| Karbonatmineralien (einschließlich Kalkstein und Dolomit) | Alle 50000 Tonnen Material und mindestens viermal jährlich |
| Tone und Schiefer | Rohstoffmenge, die 50000 Tonnen CO2 entspricht, und mindestens viermal jährlich |
| Andere Materialien (Primär-, Zwischen- und Endprodukt) | Je nach Materialart und Variation: Materialmenge, die 50000 Tonnen CO2 entspricht, und mindestens viermal jährlich |
Auf Messung beruhende Methodiken werden im Einklang mit Ebenen genehmigt, für die in Bezug auf das nach der Gleichung 2 in Abschnitt 3 berechnete Jahresmittel der Stundenemissionen die folgenden höchstzulässigen Unsicherheiten gelten.
| Ebene 1 | Ebene 2 | Ebene 3 | Ebene 4 | |
| CO2-Emissionsquellen | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
| N2O-Emissionsquellen | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | entfällt |
| CO2-Weiterleitung | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
| Treibhausgas | Vorgeschriebene Mindestebene |
| CO2 | 2 |
| N2O | 2 |
Gleichung 1:
THG — Em
insg.
t
Betriebsstdn.
i
THG — Konz
stündlich,i
V
stündlich,i
t
g
Gleichung 2:
THG — Em
Mittelwert
kg
Std.
THG — Em
insg.
Betriebsstdn.
3
kg
t
Gleichung 2a:
THG — Konz
Mittelwert
g
Nm
3
THG — Em
insg.
Betriebsstdn.
i
V
stündlich,i
6
g
t
Gleichung 2b:
Strom
Mittelwert
Nm
3
Std.
Betr.–Stunden
i
V
stündlich,i
Betriebsstdn.
Gleichung 2c:
THG — Em
insg.
t
THG — Konz
Mittelwert
Strom
Mittelwert
Betriebsstdn.
t
g
In den Gleichungen 1 bis 2c werden folgende Kurzformen verwendet:
Der Index i bezieht sich auf die einzelne Betriebsstunde. Verwendet ein Anlagenbetreiber im Einklang mit Artikel 44 Absatz 1 kürzere Bezugszeiträume, so wird anstelle von Stunden dieser Bezugszeitraum für die Berechnung herangezogen.
insg.
jährliche THG-Gesamtemissionen in Tonnen
stündlich
3
i
stündlich,i
3
i (d. h. integrierter Durchfluss in einer Stunde oder einem kürzeren Bezugszeitraum)
Mittelwert
Jahresmittel der Stundenemissionen (kg/h) aus der betreffenden Quelle;
Betriebsstdn.
Gesamtzahl der Stunden, während deren die auf Messung beruhende Methodik angewandt wird, einschließlich der Stunden, für die im Einklang mit Artikel 45 Absätze 2 bis 4 Ersatzwerte herangezogen wurden.
Mittelwert
3
Mittelwert
3
Gleichung 3:
THG — Konzentration
%
i
Konzentration der Komponente i
%
Gleichung 4:
C
*
Stoff
C
σc_
Dabei ist:
C
der arithmetische Mittelwert der Konzentration des spezifischen Parameters während des gesamten Berichtszeitraums oder, sofern beim Datenverlust spezifische Bedingungen Anwendung fanden, während eines angemessenen Zeitraums, der diesen Bedingungen Rechnung trägt;
C_
der beste Schätzwert der Standardabweichung der Konzentration des spezifischen Parameters während des gesamten Berichtszeitraums oder, sofern beim Datenverlust spezifische Bedingungen Anwendung fanden, während eines angemessenen Zeitraums, der diesen Bedingungen Rechnung trägt.
Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber müssen mindestens folgende Angaben aufbewahren:
1. Das von der zuständigen Behörde genehmigte Monitoringkonzept;
2. Dokumente, die die Wahl der Überwachungsmethodik begründen, sowie Dokumente, die zeitlich begrenzte bzw. dauerhafte Änderungen von Überwachungsmethodiken und gegebenenfalls Ebenen begründen, die von der zuständigen Behörde genehmigt wurden;
3. alle relevanten Aktualisierungen des Monitoringkonzepts, die der zuständigen Behörde gemäß Artikel 15 mitgeteilt wurden, sowie die Antworten der zuständigen Behörde;
4. alle im Monitoringkonzept genannten schriftlichen Verfahren, einschließlich des Probenahmeplans (soweit relevant), sowie die Verfahren für Datenflussaktivitäten und die Verfahren für Kontrollaktivitäten;
5. eine Liste aller verwendeten Fassungen des Monitoringkonzepts sowie aller damit zusammenhängenden Verfahren;
6. Dokumente über die im Zusammenhang mit der Überwachung und Berichterstattung festgelegten Zuständigkeiten;
7. gegebenenfalls die vom Anlagen- oder Luftfahrzeugbetreiber vorgenommene Risikobewertung;
8. die Berichte über Verbesserungen der Überwachungsmethodik gemäß Artikel 69;
9. den geprüften Jahresemissionsbericht;
10. den Prüfbericht;
11. alle anderen Informationen, die für die Prüfung des Jahresemissionsberichts erforderlich sind.
1. Die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen und alle etwaigen Aktualisierungen dieser Genehmigung;
2. gegebenenfalls etwaige Unsicherheitsbewertungen;
3. sofern Anlagen auf Berechnung beruhende Methodiken anwenden:
4. sofern Anlagen auf Messung beruhende Methodiken anwenden, zusätzlich die folgenden Angaben:
5. sofern eine Fall-back-Methodik gemäß Artikel 22 angewandt wird: alle erforderlichen Daten für die Bestimmung der Emissionen aus Quellen und Stoffströmen, auf die diese Methodik angewendet wird, sowie Proxywerte für Tätigkeitsdaten, Berechnungsfaktoren und andere Parameter, die nach einer Ebenenmethodik gemeldet würden;
6. bei Herstellung von Primäraluminium zusätzlich die folgenden Angaben:
7. bei Abscheidung, Transport und geologischer Speicherung von CO2 gegebenenfalls zusätzlich die folgenden Angaben:
1. Eine Liste der eigenen oder ge- oder verleasten Luftfahrzeuge und der erforderliche Nachweis für die Vollständigkeit dieser Liste; für jedes Luftfahrzeug das Datum, an dem es in die Luftfahrzeugflotte des Luftfahrzeugbetreibers aufgenommen oder daraus entfernt wurde;
2. eine Liste der in jedem Berichtszeitraum erfassten Flüge und den erforderlichen Nachweis der Vollständigkeit dieser Liste;
3. relevante Daten, die zur Bestimmung des Treibstoffverbrauchs und der Emissionen verwendet wurden;
4. Daten, die zur Ermittlung der Nutzlast und der Flugstrecke für die Jahre, für die Tonnenkilometerdaten gemeldet werden, verwendet wurden;
5. Dokumente über die bei etwaigen Datenlücken angewandte Methodik, die Anzahl der Flüge, bei denen Datenlücken aufgetreten sind, die Daten, die bei Auftreten von Datenlücken verwendet werden, um diese zu schließen, und, wenn bei mehr als 5 % der gemeldeten Flüge Datenlücken auftreten, die Gründe für diese Datenlücken sowie die Dokumente zum Nachweis der getroffenen Abhilfemaßnahmen.
Der Jahresemissionsbericht einer Anlage muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Angaben zur Identifizierung der Anlage gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG und die eindeutige Genehmigungsnummer der Anlage;
2. Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
3. Berichtsjahr;
4. Bezugsnummer und Nummer der Fassung des letzten genehmigten Monitoringkonzepts und das Datum, ab dem es anwendbar ist, sowie die Bezugsnummer und Nummer der Fassung jedes anderen Monitoringkonzepts, das für das Berichtsjahr relevant ist;
5. relevante Änderungen der Betriebsabläufe einer Anlage und von der zuständigen Behörde genehmigte Änderungen des Monitoringkonzepts sowie zeitweilige Abweichungen vom Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums, einschließlich Angaben zu zeitweiligen oder dauerhaften Änderungen der gewählten Ebenen, der Gründe für diese Änderungen sowie Beginn der Änderungen und Beginn und Ende der zeitweiligen Änderungen;
6. zu allen Emissionsquellen und Stoffströmen mindestens folgende Angaben:
7. soweit eine Massenbilanzmethodik angewandt wird: Massenstrom und Kohlenstoffgehalt für jeden Stoffstrom in die und aus der Anlage, gegebenenfalls Biomasseanteil und unterer Heizwert;
8. mindestens folgende als „Memo-Items“ mitzuteilende Angaben:
9. bei Anwendung einer Messmethodik:
10. bei Anwendung einer Methodik gemäß Artikel 22: alle erforderlichen Daten zur Bestimmung der Emissionen aus den Emissionsquellen und Stoffströmen, für die diese Methodik gilt, sowie Proxywerte für Tätigkeitsdaten, Berechnungsfaktoren und andere Parameter, die im Rahmen einer Ebenenmethodik gemeldet würden;
11. bei Datenlücken, die durch Ersatzdaten im Sinne von Artikel 66 Absatz 1 geschlossen wurden:
12. etwaige andere Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für die Treibhausgasemissionen der Anlage im Berichtsjahr von Belang sind;
13. gegebenenfalls die Produktionsmenge Primäraluminium, die Häufigkeit und mittlere Dauer der Anodeneffekte im Berichtszeitraum oder die Werte der Anodeneffekt-Überspannung im Berichtszeitraum sowie die Ergebnisse der letzten Bestimmung anlagenspezifischer Emissionsfaktoren für CF4 und C2F6 gemäß Anhang IV und die letzte Bestimmung der Abscheideleistung der Leitungen.
Emissionen, die aus verschiedenen Quellen oder gleichartigen Stoffströmen innerhalb ein und derselben Anlage stammen und ein und derselben Tätigkeit zuzuordnen sind, können für die jeweilige Tätigkeit in aggregierter Form gemeldet werden.
Soweit innerhalb eines Berichtszeitraums Ebenen geändert wurden, berechnet und meldet der Anlagenbetreiber die Emissionen für die betreffenden Zeitabschnitte des Berichtszeitraums in separaten Teilen des Jahresberichts.
2
Der Emissionsbericht eines Luftfahrzeugbetreibers muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG sowie das Rufzeichen oder andere individuelle Kennungen, die für Luftverkehrskontrollzwecke verwendet werden, sowie alle relevanten Kontaktangaben;
2. Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
3. Berichtsjahr;
4. Bezugsnummer und Nummer der Fassung des letzten genehmigten Monitoringkonzepts und das Datum, ab dem es anwendbar ist, sowie die Bezugsnummer und Nummer der Fassung jedes anderen Monitoringkonzepts, das für das Berichtsjahr relevant ist;
5. relevante Änderungen des Flugbetriebs und Abweichungen vom genehmigten Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums;
6. Zulassungsnummern und Typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG eingesetzten Luftfahrzeuge;
7. Gesamtzahl der im Bericht erfassten Flüge nach Staatenpaaren;
8. Treibstoffmasse (in Tonnen) je Treibstofftyp nach Staatenpaaren;
9. CO2-Gesamtemissionen (in t CO2), aufgeschlüsselt nach Abflug- und Ankunftsmitgliedstaaten;
10. soweit die Emissionen anhand eines Emissionsfaktors oder des auf Masse oder Volumen bezogenen Kohlenstoffgehalts berechnet werden: Proxywerte für den unteren Heizwert des Treibstoffs;
Der Tonnenkilometerbericht eines Luftfahrzeugbetreibers muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG sowie das Rufzeichen oder andere individuelle Kennungen, die für Luftverkehrskontrollzwecke verwendet werden, sowie alle relevanten Kontaktangaben;
2. Namen und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;
3. Berichtsjahr;
4. Bezugsnummer und Nummer der Fassung des letzten genehmigten Monitoringkonzepts und das Datum, ab dem es anwendbar ist, sowie die Bezugsnummer und Nummer der Fassung jedes anderen Monitoringkonzepts, das für das Berichtsjahr relevant ist;
5. relevante Änderungen des Flugbetriebs und Abweichungen vom genehmigten Monitoringkonzept während des Berichtszeitraums;
6. Zulassungsnummern und Typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG eingesetzten Luftfahrzeuge;
7. gewählte Methode für die Berechnung der Massen für die Fluggäste und das aufgegebene Gepäck sowie für Fracht und Post;
8. Gesamtzahl der Fluggast- und Tonnenkilometer für alle Flüge, die in dem Berichtsjahr durchgeführt wurden und unter die Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen;
9. für jedes Flugplatzpaar: die ICAO-Kennung der beiden Flugplätze; die Flugstrecke (Großkreisentfernung + 95 km) in km; die Gesamtzahl der Flüge je Flugplatzpaar im Berichtszeitraum; die Gesamtmasse für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck (in Tonnen) je Flugplatzpaar im Berichtszeitraum; die Gesamtzahl der Fluggäste im Berichtszeitraum; die Gesamtzahl der Fluggäste multipliziert mit der Anzahl Kilometer je Flugplatzpaar; die Gesamtmasse für Fracht und Post (in Tonnen) je Flugplatzpaar im Berichtszeitraum; die Gesamttonnenkilometer je Flugplatzpaar (tkm).
| Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission | Diese Verordnung |
| Artikel 1 bis 49 | Artikel 1 bis 49 |
| — | Artikel 50 |
| Artikel 50 bis 67 | Artikel 51 bis 68 |
| Artikel 68 | — |
| Artikel 69 bis 75 | Artikel 69 bis 75 |
| — | Artikel 76 |
| Artikel 76 und 77 | Artikel 77 und 78 |
| Anhang I-X | Anhang I-X |
| — | Anhang XI |
9. „inhärentes Risiko“: die Anfälligkeit eines Parameters im jährlichen Emissionsbericht bzw. Tonnenkilometerbericht für Falschangaben, die für sich allein oder in Verbindung mit anderen Falschangaben eine wesentliche Falschangabe darstellen könnten, vor Berücksichtigung der Wirkung etwaiger verwandter Kontrollaktivitäten;
10. „Kontrollrisiko“: die Anfälligkeit eines Parameters im jährlichen Emissionsbericht bzw. Tonnenkilometerbericht für Falschangaben, die für sich allein oder in Verbindung mit anderen Falschangaben eine wesentliche Falschangabe darstellen könnten und die vom Kontrollsystem weder rechtzeitig verhindert noch erkannt und berichtigt werden können;
11. „Emissionen aus der Verbrennung“: Treibhausgasemissionen, die bei der exothermen Reaktion eines Brennstoffs mit Sauerstoff entstehen;
12. „Berichtszeitraum“: ein Kalenderjahr, in dem Emissionen überwacht und mitgeteilt werden müssen, oder — für Tonnenkilometerdaten — das Überprüfungsjahr gemäß den Artikeln 3e und 3f der Richtlinie 2003/87/EG;
13. „Emissionsfaktor“: die durchschnittliche Rate der Emissionen eines Treibhausgases bezogen auf die Tätigkeitsdaten für einen Stoffstrom, wobei bei der Verbrennung von einer vollständigen Oxidation und bei allen anderen chemischen Reaktionen von einer vollständigen Umsetzung ausgegangen wird;
14. „Oxidationsfaktor“: das Verhältnis des infolge der Verbrennung zu CO2 oxidierten Kohlenstoffs zu dem im Brennstoff insgesamt enthaltenen Kohlenstoff, ausgedrückt als Bruchteil von eins; dabei wird das in die Atmosphäre emittierte Kohlenmonoxid (CO) als moläquivalente Menge CO2 betrachtet;
15. „Umsetzungsfaktor“: das Verhältnis des als CO2 emittierten Kohlenstoffs zu dem im Stoffstrom vor dem Emissionsprozess enthaltenen Kohlenstoff, ausgedrückt als Bruchteil von eins; dabei wird das in die Atmosphäre emittierte Kohlenmonoxid (CO) als moläquivalente Menge CO2 betrachtet;
16. „Genauigkeit“: der Grad der Übereinstimmung zwischen dem Messergebnis und dem wahren Wert einer bestimmten Größe (oder einem empirisch mithilfe von international anerkanntem und rückverfolgbarem Kalibriermaterial nach Standardmethoden bestimmten Referenzwert), wobei sowohl zufällig auftretende als auch systematische Einflussfaktoren berücksichtigt werden;
17. „Kalibrierung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zum Abgleich der Messergebnisse eines Messinstruments oder Messsystems oder den Werten eines Prüfnormals oder Referenzmaterials mit den entsprechenden Werten einer auf einen Referenzstandard rückführbaren Bezugsgröße unter vorgegebenen Bedingungen;
18. „Flug“: ein Flug im Sinne von Abschnitt 1 Nummer 1 des Anhangs der Entscheidung 2009/450/EG;
19. „Fluggäste“: die während eines Fluges an Bord eines Flugzeugs befindlichen Personen mit Ausnahme des diensttuenden Bordpersonals;
20. „konservativ“: beruhend auf einer Reihe von auf Sicherheit bedachten Annahmen, wodurch gewährleistet werden soll, dass Jahresemissionen nicht zu niedrig und Tonnenkilometer nicht zu hoch geschätzt werden;
21. „Biomasse“: der biologisch abbaubare Teil von Erzeugnissen, Abfällen und Reststoffen der Landwirtschaft mit biologischem Ursprung (einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe), der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige einschließlich der Fischerei und der Aquakultur sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen aus Industrie und Haushalten; der Begriff schließt flüssige Biobrennstoffe und Biokraftstoffe mit ein;
22. „flüssige Biobrennstoffe“: flüssige Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden und für den Einsatz zu energetischen Zwecken, mit Ausnahme des Transports, einschließlich Elektrizität, Wärme und Kälte, bestimmt sind;
23. „Biokraftstoffe“: flüssige oder gasförmige Kraftstoffe für den Verkehr, die aus Biomasse hergestellt werden;
24. „gesetzliche messtechnische Kontrolle“: die Kontrolle der für den Anwendungsbereich eines Messgeräts aus Gründen des öffentlichen Interesses, des Gesundheitsschutzes, der öffentlichen Sicherheit und Ordnung, des Umweltschutzes, der Erhebung von Steuern und Abgaben, des Verbraucherschutzes und des lauteren Handels vorgesehenen Messaufgaben;
25. „Fehlergrenze“: der in Anhang I und den gerätespezifischen Anhängen der Richtlinie 2014/32/EU des Europäischen Parlaments und des Rates oder gegebenenfalls in den Rechtsvorschriften für die einzelstaatliche gesetzliche messtechnische Kontrolle festgelegte zulässige Messfehler;
26. „Datenflussaktivitäten“: Aktivitäten im Zusammenhang mit der Erhebung, Verarbeitung und Verwaltung von Daten, die für die Erstellung eines Emissionsberichts anhand von Daten aus Primärquellen benötigt werden;
27. „Tonnen CO2(Äq)“: metrische Tonnen CO2 oder CO2(Äq);
28. „CO2(Äq)“: ein in Anhang II der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführtes Treibhausgas (außer CO2) mit einem äquivalenten Treibhauspotenzial wie CO2;
29. „Messsystem“: die Gesamtheit der Messinstrumente und sonstigen Ausrüstungen, z. B. Probenahmegeräte und Datenverarbeitungssysteme, die der Bestimmung von Variablen wie Tätigkeitsdaten, Kohlenstoffgehalt, Heizwert oder Emissionsfaktor von Treibhausgasemissionen dienen;
30. „unterer Heizwert“ (Hu): die bei vollständiger Verbrennung eines Brennstoffs oder Materials mit Sauerstoff unter Standardbedingungen als Wärme freigesetzte spezifische Energiemenge abzüglich der Verdampfungswärme des Wasserdampfs von etwa gebildetem Wasser;
31. „Prozessemissionen“: Treibhausgasemissionen, bei denen es sich nicht um Emissionen aus der Verbrennung handelt und die infolge einer beabsichtigten bzw. unbeabsichtigten Reaktion zwischen Stoffen oder ihrer Umwandlung entstehen, einschließlich der chemischen oder elektrolytischen Reduktion von Metallerzen, der thermischen Zersetzung von Stoffen und der Erzeugung von Stoffen zur Verwendung als Produkt oder Ausgangsmaterial;
32. „kommerzieller Standardbrennstoff“: ein international standardisierter handelsüblicher Brennstoff, der in Bezug auf seinen spezifischen Heizwert ein 95 %-iges Konfidenzintervall von höchstens 1 % aufweist, einschließlich Gasöl, leichtes Heizöl, Benzin, Lampenöl, Kerosin, Ethan, Propan, Butan, Jetkerosin (JET A1 oder JET A), Jetbenzin (JET B) und Flugbenzin (AvGas);
33. „Charge“: eine bestimmte Brennstoff- oder Materialmenge, die als Einzellieferung oder kontinuierlich über einen bestimmten Zeitraum hinweg repräsentativ beprobt, charakterisiert und weitergeleitet wird;
34. „Brennstoffgemisch“: ein Brennstoff, der sowohl Biomasse als auch fossilen Kohlenstoff enthält;
35. „Materialgemisch“: ein Material, das sowohl Biomasse als auch fossilen Kohlenstoff enthält;
36. „vorläufiger Emissionsfaktor“: der angenommene Gesamtemissionsfaktor eines Brennstoffs oder Materials, basierend auf dem Kohlenstoffgehalt seines Biomasseanteils und seines fossilen Anteils vor der Multiplikation mit dem fossilen Anteil zwecks Bestimmung des Emissionsfaktors;
37. „fossiler Anteil“: das Verhältnis von fossilem Kohlenstoff zum Gesamtkohlenstoffgehalt eines Brennstoffs oder Materials, ausgedrückt als Bruchteil;
38. „Biomasseanteil“: das Verhältnis des aus Biomasse stammenden Kohlenstoffs zum Gesamtkohlenstoffgehalt eines Brennstoffs oder Materials, ausgedrückt als Bruchteil;
39. „Energiebilanzmethode“: eine Methode zur Schätzung der als Brennstoff in einem Kessel verwendeten Energiemenge, berechnet als Summe nutzbarer Wärme und aller relevanten Energieverluste durch Strahlung, Wärmeleitung und über Abgase;
40. „kontinuierliche Emissionsmessung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zur Bestimmung des Wertes einer Größe durch periodische Einzelmessungen, wobei entweder Messungen im Kamin oder extraktive Messungen (Positionierung des Messgeräts in Nähe des Kamins) vorgenommen werden; diese Art der Messung umfasst nicht die Entnahme einzelner Proben aus dem Kamin;
41. „inhärentes CO2“: CO2, das Teil eines Stoffstroms ist;
42. „fossiler Kohlenstoff“: anorganischer und organischer Kohlenstoff, bei dem es sich nicht um Biomasse handelt;
43. „Messstelle“: die Emissionsquelle, deren Emissionen mithilfe eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung gemessen werden, oder der Querschnitt eines Pipelinesystems, dessen CO2-Fluss mithilfe von Systemen zur kontinuierlichen Emissionsmessung ermittelt wird;
44. „Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage“: die Unterlagen gemäß den Vorgaben in den internationalen oder einzelstaatlichen Bestimmungen zur Umsetzung der Normen und Verfahrensempfehlungen (Standards and Recommended Practices — SARPs) in Anhang 6 des am 7. Dezember 1944 in Chicago unterzeichneten Abkommens über die internationale Zivilluftfahrt und gemäß den Vorgaben in Anhang IV Teilabschnitt C Abschnitt 3 der Verordnung (EU) Nr. 965/2012 der Kommission oder in äquivalenten internationalen Regelungen;
45. „Flugstrecke“: die Großkreisentfernung zwischen Abflug- und Ankunftsflugplatz zuzüglich eines unveränderlichen Faktors von 95 km;
46. „Abflugflugplatz“: der Flugplatz, an dem ein Flug, der eine Luftverkehrstätigkeit gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG darstellt, beginnt;
47. „Ankunftsflugplatz“: der Flugplatz, an dem ein Flug, der eine Luftverkehrstätigkeit gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG darstellt, endet;
48. „Nutzlast“: Gesamtmasse der während eines Fluges an Bord beförderten Fracht, Post, Fluggäste und Gepäckstücke;
49. „diffuse Emissionen“: unregelmäßige oder unbeabsichtigte Emissionen aus nicht lokalisierten Quellen oder aus Quellen, die zu vielfältig oder zu klein sind, um einzeln überwacht zu werden;
50. „Flughafen“: ein Flughafen im Sinne von Abschnitt 1 Nummer 2 des Anhangs der Entscheidung 2009/450/EG;
51. „Flugplatzpaar“: ein aus einem Abflug- und einem Ankunftsflugplatz bestehendes Paar;
52. „Standardbedingungen“: die Standardtemperatur von 273,15 K und der Standarddruck von 101325 Pa, die einen Normkubikmeter (Nm3) definieren;
53. „Speicherstätte“: eine Speicherstätte im Sinne von Artikel 3 Nummer 3 der Richtlinie 2009/31/EG;
54. „CO2-Abscheidung“: die Abscheidung von CO2 aus Gasströmen, das anderenfalls emittiert würde, zwecks Transport und geologischer Speicherung in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen Speicherstätte;
55. „CO2-Transport“: der CO2-Transport in Pipelines zwecks geologischer Speicherung in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen Speicherstätte;
56. „geologische Speicherung von CO2“: die geologische Speicherung von CO2 im Sinne von Artikel 3 Nummer 1 der Richtlinie 2009/31/EG;
57. „abgelassene Emissionen“: Emissionen, die absichtlich an einer vorgegebenen Emissionsstelle aus einer Anlage freigesetzt werden;
58. „tertiäre Kohlenwasserstoffförderung“: die Förderung von Kohlenwasserstoffen über die Förderung durch das Einpumpen von Wasser oder anderen Mitteln hinaus;
59. „Proxywerte“: empirisch oder aus anerkannten Quellen hergeleitete Jahreswerte, die ein Betreiber anstelle der Tätigkeitsdaten oder Berechnungsfaktoren einsetzt, um eine vollständige Berichterstattung zu gewährleisten, wenn die angewendete Überwachungsmethodik nicht alle erforderlichen Tätigkeitsdaten oder Berechnungsfaktoren hervorbringt;
60. „Wassersäule“: eine Wassersäule im Sinne von Artikel 3 Nummer 2 der Richtlinie 2009/31/EG;
61. „Leckage“: eine Leckage im Sinne von Artikel 3 Nummer 5 der Richtlinie 2009/31/EG;
62. „Speicherkomplex“: ein Speicherkomplex im Sinne von Artikel 3 Nummer 6 der Richtlinie 2009/31/EG;
63. „Transportnetz“: ein Transportnetz im Sinne von Artikel 3 Nummer 22 der Richtlinie 2009/31/EG.
Sie gehen mit angemessener Sorgfalt vor, um sicherzustellen, dass bei der Berechnung bzw. Messung der Emissionen möglichst genaue Ergebnisse erzielt werden.
Die Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber tragen dafür Sorge, dass hinreichende Gewähr für die Integrität der mitzuteilenden Emissionsdaten besteht. Sie bestimmen die Emissionen anhand geeigneter, in dieser Verordnung angeführter Überwachungsmethodiken.
Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 der Kommission vom 19. Dezember 2018 über die Prüfung von Daten und die Akkreditierung von Prüfstellen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (siehe Seite 94 dieses Amtsblatts).
Bei der Wahl einer Überwachungsmethodik werden die Vorzüge einer größeren Genauigkeit gegen den zusätzlichen Kostenaufwand abgewogen. Bei der Überwachung von Emissionen und der diesbezüglichen Berichterstattung wird stets größtmögliche Genauigkeit angestrebt, sofern dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßigen Kosten verursacht.
Die Anlagen- und Luftfahrzeugbetreiber berücksichtigen bei ihrer weiteren Überwachung und Berichterstattung die Empfehlungen in den gemäß Artikel 15 der Richtlinie 2003/87/EG erstellten Prüfberichten.
Benennt ein Mitgliedstaat mehrere zuständige Behörden gemäß Artikel 18 der Richtlinie 2003/87/EG, so koordiniert er die Tätigkeit dieser Behörden, die im Rahmen dieser Verordnung durchgeführt wird.
h) eine Änderung des Standardwerts für einen Berechnungsfaktor, wenn der Wert im Monitoringkonzept festzusetzen ist;
i) die Einführung neuer Methoden oder die Änderung bestehender Methoden für die Probenahme, Analyse oder Kalibrierung, wenn sich dies unmittelbar auf die Genauigkeit der Emissionsdaten auswirkt;
j) die Anwendung oder Anpassung eines Verfahrens zur Quantifizierung von Emissionen aus Leckagen in Speicherstätten.
(4) Erhebliche Änderungen der Monitoringkonzepte eines Luftfahrzeugbetreibers sind insbesondere
a) in Bezug auf das Monitoringkonzept für Emissionen:
b) in Bezug auf das Monitoringkonzept für Tonnenkilometerdaten:
a) ein Wechsel von Standardwerten zu Analysen für die Bestimmung von Berechnungsfaktoren;
b) eine Erhöhung der Zahl von Analysen je Stoffstrom;
c) sofern die betreffende Messaufgabe nicht unter eine einzelstaatliche gesetzliche messtechnische Kontrolle fällt, die Ersetzung von Messinstrumenten durch Instrumente, die den einschlägigen Bestimmungen der gesetzlichen messtechnischen Kontrolle des Mitgliedstaats bei vergleichbaren Anwendungen entsprechen, oder durch Messinstrumente, die den gemäß der Richtlinie 2014/31/EU des Europäischen Parlaments und des Rates oder der Richtlinie 2014/32/EU erlassenen einzelstaatlichen Bestimmungen entsprechen;
d) die Verkürzung der Kalibrierungs- und Wartungsintervalle für Messinstrumente;
e) Verbesserungen von Datenfluss- und Kontrollaktivitäten, mit denen das inhärente Risiko oder das Kontrollrisiko erheblich verringert wird.
(4) 2000
Bei emissionsstarken Stoffströmen kann der Anlagenbetreiber jedoch für Anlagen der Kategorie C eine Ebene eine Stufe unterhalb der Ebenen gemäß Unterabsatz 1 und für Anlagen der Kategorien A und B eine Ebene um bis zu zwei Stufen unterhalb der Ebenen gemäß Unterabsatz 1 anwenden (mit Ebene 1 als Minimum), wenn er der zuständigen Behörde nachweist, dass die gemäß Unterabsatz 1 erforderliche Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
Die zuständige Behörde kann einem Anlagenbetreiber für einen mit dem Anlagenbetreiber vereinbarten Übergangszeitraum die Anwendung von Ebenen für emissionsstarke Stoffströme gestatten, die noch unter den Ebenen gemäß Unterabsatz 2 liegen (mit Ebene 1 als Minimum), wenn
a) der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweist, dass die gemäß Unterabsatz 2 erforderliche Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt, und
b) der Anlagenbetreiber einen Verbesserungsplan vorlegt, in dem dargelegt ist, wie und bis wann mindestens die gemäß Unterabsatz 2 erforderliche Ebene erreicht werden wird.
(2) Für emissionsschwache Stoffströme kann der Anlagenbetreiber eine niedrigere Ebene als gemäß Absatz 1 Unterabsatz 1 erforderlich anwenden (mit Ebene 1 als Minimum), wenn er der zuständigen Behörde nachweist, dass die gemäß Absatz 1 Unterabsatz 1 erforderliche Ebene technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
(3) Für De-minimis-Stoffströme kann der Anlagenbetreiber für die Bestimmung der Tätigkeitsdaten und der einzelnen Berechnungsfaktoren konservative Schätzungen anstelle von Ebenen anwenden, es sei denn, eine festgelegte Ebene ist ohne zusätzlichen Aufwand erreichbar.
(4) Für den Oxidationsfaktor und den Umsetzungsfaktor wendet der Anlagenbetreiber als Minimum die niedrigsten in Anhang II aufgeführten Ebenen an.
(5) 2
2
3
(1) Der Anlagenbetreiber bestimmt die Tätigkeitsdaten für einen Stoffstrom nach einem der nachstehenden Verfahren:
a) durch kontinuierliche Messung am Prozess, der die Emissionen verursacht,
b) durch Aggregierung von gesondert vorgenommenen Mengenmessungen unter Berücksichtigung relevanter Bestandsveränderungen.
(2) Für die Zwecke von Absatz 1 Buchstabe b wird die im Berichtszeitraum verarbeitete Brennstoff- oder Materialmenge berechnet als die im Berichtszeitraum erhaltene Brennstoff- oder Materialmenge abzüglich der Brennstoff- oder Materialmenge, die die Anlage verlassen hat, zuzüglich der zu Beginn des Berichtszeitraums auf Lager befindlichen Brennstoff- oder Materialmenge und abzüglich der am Ende des Berichtszeitraums auf Lager befindlichen Brennstoff- oder Materialmenge.
Sollte die Bestimmung der auf Lager befindlichen Mengen durch direkte Messung technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßige Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber diese Mengen wie folgt schätzen:
a) anhand von Vorjahresdaten in Korrelation mit der Produktionsmenge für den Berichtszeitraum;
b) anhand von dokumentierten Methoden und den entsprechenden Daten in geprüften Finanzberichten für den Berichtszeitraum.
Sollte die Bestimmung von Tätigkeitsdaten für das gesamte Kalenderjahr technisch nicht machbar sein bzw. unverhältnismäßige Kosten verursachen, so kann der Anlagenbetreiber den nächstgeeigneten Tag wählen, um ein Berichtsjahr vom folgenden abzugrenzen, und eine entsprechende Abstimmung für das erforderliche Kalenderjahr vornehmen. Die Abweichungen für einen oder mehrere Stoffströme werden genau festgehalten, bilden die Grundlage für einen für das Kalenderjahr repräsentativen Wert und sind auch im Folgejahr konsequent heranzuziehen.
(1) Für die Bestimmung der Tätigkeitsdaten gemäß Artikel 27 greift der Anlagenbetreiber auf Messergebnisse zurück, die mit unter seiner eigenen Kontrolle in der Anlage befindlichen Messsystemen erzielt werden, sofern alle der nachstehenden Bedingungen erfüllt sind:
a) Der Anlagenbetreiber führt eine Unsicherheitsbewertung durch und trägt dafür Sorge, dass die Unsicherheitsschwelle der jeweiligen Ebene eingehalten wird.
b) Der Anlagenbetreiber trägt mindestens einmal jährlich sowie nach jeder Kalibrierung eines Messinstruments dafür Sorge, dass die Kalibrierungsergebnisse, multipliziert mit einem konservativen Anpassungsfaktor, mit den relevanten Unsicherheitsschwellen verglichen werden. Der konservative Anpassungsfaktor basiert auf einer geeigneten Zeitreihe von vorangegangenen Kalibrierungen des betreffenden oder vergleichbarer Messinstrumente, um der Unsicherheit beim Einsatz Rechnung zu tragen.
Bei Überschreitung der gemäß Artikel 12 genehmigten Ebenenschwellen oder festgestellter Nichtkonformität der Ausrüstung in Bezug auf andere Anforderungen trifft der Anlagenbetreiber umgehend Abhilfemaßnahmen und setzt die zuständige Behörde hiervon in Kenntnis.
(2) Der Anlagenbetreiber legt der zuständigen Behörde die Unsicherheitsbewertung gemäß Absatz 1 Buchstabe a vor, wenn er ein neues Monitoringkonzept übermittelt oder wenn dies für eine Änderung des genehmigten Monitoringkonzepts relevant ist.
Die Unsicherheitsbewertung erstreckt sich auf die angegebene Unsicherheit der eingesetzten Messinstrumente, Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Kalibrierung sowie alle weiteren Unsicherheiten, die sich aus dem Einsatz der Messgeräte in der Praxis ergeben. Die Unsicherheitsbewertung erstreckt sich auf die Unsicherheit im Zusammenhang mit Bestandsveränderungen, wenn die Lagervorrichtungen mindestens 5 % der jährlich verbrauchten Menge des betreffenden Brennstoffs oder Materials aufnehmen können. Bei der Durchführung der Bewertung berücksichtigt der Anlagenbetreiber, dass sich die vorgegebenen Werte, anhand deren die Ebenen-Unsicherheitsschwellen in Anhang II festgelegt werden, auf die Unsicherheit über den gesamten Berichtszeitraum beziehen.
(1) Ergibt eine vereinfachte Unsicherheitsanalyse, dass die Verwendung von Messsystemen außerhalb der Kontrolle des Anlagenbetreibers im Vergleich zur Verwendung von Messsystemen unter der Kontrolle des Anlagenbetreibers gemäß Artikel 28 dem Anlagenbetreiber die Einhaltung einer mindestens ebenso hohen Ebene ermöglicht, verlässlichere Ergebnisse zeigt und weniger anfällig für Kontrollrisiken ist, so bestimmt der Anlagenbetreiber die Tätigkeitsdaten anhand von Messsystemen außerhalb seiner eigenen Kontrolle.
Zu diesem Zweck kann der Anlagenbetreiber auf eine der folgenden Datenquellen zurückgreifen:
a) die Mengen, die in den von einem Handelspartner ausgestellten Rechnungen ausgewiesen sind, sofern eine kommerzielle Transaktion zwischen zwei unabhängigen Handelspartnern stattfindet;
b) die durch direktes Ablesen von den Messsystemen ermittelten Werte.
(2) Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die anzuwendende Ebene gemäß Artikel 26 eingehalten wird.
Zu diesem Zweck kann der höchstzulässige Verkehrsfehler, der nach den einzelstaatlichen Rechtsvorschriften zur gesetzlichen messtechnischen Kontrolle für die betreffende kommerzielle Transaktion gestattet ist, ohne Vorlage weiterer Nachweise als Unsicherheit verwendet werden.
Sind die im Rahmen der einzelstaatlichen gesetzlichen messtechnischen Kontrolle geltenden Vorgaben weniger streng als die anzuwendende Ebene gemäß Artikel 26, so lässt sich der Anlagenbetreiber von dem für das Messsystem verantwortlichen Handelspartner die anzuwendende Unsicherheit bestätigen.
(1) Der Anlagenbetreiber bestimmt die Berechnungsfaktoren nach Maßgabe der anzuwendenden Ebene entweder als Standardwerte oder als Analysewerte.
(2) Der Anlagenbetreiber bestimmt und meldet die Berechnungsfaktoren für den Zustand, wie er auch für die entsprechenden Tätigkeitsdaten verwendet wird, d. h. den Zustand, in dem sich der Brennstoff bzw. das Material beim Kauf oder bei der Verwendung in dem die Emissionen verursachenden Prozess befindet, bevor er bzw. es für die Laboranalyse getrocknet oder anderweitig behandelt wird.
Würde diese Vorgehensweise zu unverhältnismäßigen Kosten führen oder lässt sich eine größere Genauigkeit erreichen, so kann der Anlagenbetreiber Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren übereinstimmend mit dem Zustand melden, in dem die Laboranalysen durchgeführt werden.
Der Anlagenbetreiber muss den Biomasseanteil nur für Brennstoff- oder Materialgemische bestimmen. Bei anderen Brennstoffen oder Materialien ist für den Biomasseanteil fossiler Brennstoffe oder Materialien ein Standardwert von 0 % und für den Biomasseanteil von Biomasse-Brennstoffen oder von Materialien, die ausschließlich aus Biomasse bestehen, ein Standardwert von 100 % zu verwenden.
(1) Bestimmt der Anlagenbetreiber die Berechnungsfaktoren als Standardwerte, so verwendet er entsprechend den Anforderungen der anzuwendenden Ebene gemäß den Anhängen II und VI einen der folgenden Werte:
a) die in Anhang VI aufgeführten Standardfaktoren und stöchiometrischen Faktoren;
b) Standardfaktoren, die die Mitgliedstaaten für ihre dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen vorgelegten nationalen Inventare verwenden;
c) mit der zuständigen Behörde vereinbarte Literaturwerte, einschließlich von der zuständigen Behörde veröffentlichter Standardfaktoren, die mit den Faktoren gemäß Buchstabe b vereinbar sind, aber für weniger stark aggregierte Brennstoffströme repräsentativ sind;
d) vom Lieferanten eines Brennstoffs oder Materials spezifizierte und garantierte Werte, sofern der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass der Kohlenstoffgehalt ein 95 %iges Konfidenzintervall von höchstens 1 % aufweist;
e) Werte, die auf in der Vergangenheit durchgeführten Analysen basieren, sofern der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass diese Werte auch für künftige Chargen desselben Brennstoffs oder Materials repräsentativ sind.
(2) Der Anlagenbetreiber gibt alle angewendeten Standardwerte im Monitoringkonzept an.
Ändern sich die Standardwerte von einem Jahr zum anderen, so gibt der Anlagenbetreiber im Monitoringkonzept die maßgebliche Quelle für diesen Wert an.
(3) Die zuständige Behörde darf eine Änderung von Standardwerten für einen Berechnungsfaktor im Monitoringkonzept gemäß Artikel 15 Absatz 2 nur genehmigen, wenn der Anlagenbetreiber nachweist, dass der neue Standardwert zu einer genaueren Bestimmung der Emissionen führt.
(4) Auf Antrag des Anlagenbetreibers kann die zuständige Behörde gestatten, dass der untere Heizwert und die Emissionsfaktoren von Brennstoffen unter Anwendung derselben Ebenen bestimmt werden, wie sie für kommerzielle Standardbrennstoffe vorgeschrieben sind, sofern der Anlagenbetreiber mindestens alle drei Jahre nachweist, dass das Intervall von 1 % für den spezifizierten unteren Heizwert in den vergangenen drei Jahren eingehalten wurde.
(5) Auf Antrag des Anlagenbetreibers kann die zuständige Behörde akzeptieren, dass der stöchiometrische Kohlenstoffgehalt eines reinen chemischen Stoffes als Einhaltung der Anforderungen einer Ebene betrachtet wird, die andernfalls Analysen gemäß den Artikeln 32 bis 35 erfordern würde, sofern der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass die Durchführung von Analysen zu unverhältnismäßigen Kosten und die Verwendung des stöchiometrischen Wertes nicht zur Unterschätzung der Emissionen führt.
(1) Der Anlagenbetreiber stellt sicher, dass die Analysen, Probenahmen, Kalibrierungen und Validierungen für die Bestimmung von Berechnungsfaktoren nach Methoden erfolgen, denen entsprechende EN-Normen zugrunde liegen.
Sind keine solchen Normen verfügbar, so stützen sich die Methoden auf geeignete ISO-Normen oder nationale Normen. Gibt es keine anwendbaren veröffentlichten Normen, so werden geeignete Normentwürfe, Best-Practice-Leitlinien der Industrie oder andere wissenschaftlich erprobte Vorgehensweisen verwendet, die systematische Fehler bei Probenahme und Messung begrenzen.
(2) Werden zur Emissionsbestimmung Online-Gaschromatographen oder extraktive oder nicht extraktive Gasanalysatoren verwendet, so holt der Anlagenbetreiber die Genehmigung der zuständigen Behörde für die Verwendung dieser Geräte ein. Diese werden nur für die Bestimmung von Daten zur Zusammensetzung von gasförmigen Brennstoffen und Materialien verwendet. Als Mindestmaßnahmen zur Qualitätssicherung stellt der Anlagenbetreiber sicher, dass das Instrument einer ersten Validierung und jährlich wiederholten Validierungen unterzogen wird.
(3) Alle Analyseergebnisse werden nur für die Lieferperiode oder die Charge des Brennstoffs oder Materials verwendet, für die die Proben entnommen wurden und für die die Proben repräsentativ sein sollen.
Bei der Bestimmung eines spezifischen Parameters zieht der Anlagenbetreiber die Ergebnisse aller in Bezug auf diesen Parameter durchgeführten Analysen heran.
(1) Werden Berechnungsfaktoren mittels Analysen bestimmt, so legt der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde für jeden Brennstoff bzw. jedes Material einen Probenahmeplan in Form eines schriftlichen Verfahrens zur Genehmigung vor, in dem die Vorgehensweisen für die Vorbereitung der Proben, insbesondere die Zuständigkeiten, die Orte, die Häufigkeiten und die Mengen sowie die Vorgehensweisen für die Lagerung und den Transport der Proben präzisiert sind.
Der Anlagenbetreiber stellt sicher, dass die gezogenen Proben für die betreffende Charge oder Lieferperiode repräsentativ und frei von systematischen Fehlern sind. Die relevanten Bestandteile des Probenahmeplans werden mit dem Labor vereinbart, das die Analysen für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material durchführt, und das Vorliegen einer solchen Vereinbarung wird im Plan nachgewiesen. Der Anlagenbetreiber macht den Plan zudem für die Prüfung gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 zugänglich.
(2) Der Anlagenbetreiber passt im Einvernehmen mit dem Labor, das die Analysen für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material durchführt, und vorbehaltlich der Genehmigung der zuständigen Behörde die Bestandteile des Probenahmeplans an, wenn aus den Analyseergebnissen ersichtlich wird, dass die Heterogenität des Brennstoffs oder Materials erheblich von den Angaben zur Heterogenität abweichen, die dem ursprünglichen Probenahmeplan für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material zugrunde lagen.
(1) Der Anlagenbetreiber stellt sicher, dass die Laboratorien, die zur Durchführung der Analysen zwecks Bestimmung von Berechnungsfaktoren in Anspruch genommen werden, gemäß EN ISO/IEC 17025 für die betreffenden Analysemethoden akkreditiert sind.
(2) Nicht gemäß EN ISO/IEC 17025 akkreditierte Laboratorien dürfen nur dann für die Bestimmung von Berechnungsfaktoren herangezogen werden, wenn der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde nachweisen kann, dass die Inanspruchnahme von Laboratorien gemäß Absatz 1 technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde und dass das nicht akkreditierte Labor Anforderungen genügt, die denen der EN ISO/IEC 17025 gleichwertig sind.
(3) Die zuständige Behörde geht davon aus, dass ein Labor der Norm EN ISO/IEC 17025 gleichwertige Anforderungen im Sinne von Absatz 2 erfüllt, wenn der Anlagenbetreiber den Nachweis gemäß den Unterabsätzen 2 und 3 nach Möglichkeit in gleicher Form und ebenso detailliert erbringt, wie dies für die Verfahren gemäß Artikel 12 Absatz 2 vorgeschrieben ist.
In Bezug auf das Qualitätsmanagement weist der Anlagenbetreiber eine Zertifizierung des Labors gemäß EN ISO/IEC 9001, die durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle durchgeführt wurde, oder andere zertifizierte Qualitätsmanagementsysteme nach, die auf das Labor Anwendung finden. In Ermangelung solcher zertifizierten Qualitätsmanagementsysteme legt der Anlagenbetreiber andere geeignete Nachweise dafür vor, dass das Labor in der Lage ist, sein Personal, seine Verfahren, Dokumente und Aufgaben auf verlässliche Weise zu verwalten.
In Bezug auf die fachliche Kompetenz weist der Anlagenbetreiber nach, dass das Labor fachlich kompetent und in der Lage ist, mit geeigneten Analyseverfahren technisch stichhaltige Ergebnisse zu erzielen. Ein solcher Nachweis deckt mindestens die folgenden Elemente ab:
a) Management der Kompetenzen des Personals für die zugewiesenen speziellen Aufgaben;
b) Eignung der Räumlichkeiten und der Umgebungsbedingungen;
(1) Der Anlagenbetreiber wendet die in Anhang VII aufgeführten Mindesthäufigkeiten für Analysen für die relevanten Brennstoffe und Materialien an.
(2) Die zuständige Behörde kann dem Anlagenbetreiber die Anwendung einer anderen Häufigkeit als derjenigen gemäß Absatz 1 gestatten, wenn keine Mindesthäufigkeiten vorliegen oder wenn der Anlagenbetreiber einen der folgenden Sachverhalte nachweist:
a) Ausgehend von historischen Daten, einschließlich Analysewerten für die betreffenden Brennstoffe oder Materialien aus dem dem laufenden Berichtszeitraum unmittelbar vorangegangenen Berichtszeitraum, beträgt eine etwaige Abweichung bei den Analysewerten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material nicht mehr als 1/3 des Unsicherheitswerts, den der Anlagenbetreiber in Bezug auf die Bestimmung der Tätigkeitsdaten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material einhalten muss;
b) die Anwendung der vorgeschriebenen Häufigkeit würde zu unverhältnismäßigen Kosten führen.
Wird eine Anlage nicht das ganze Jahr über betrieben oder werden Brennstoffe oder Materialien in Chargen geliefert, die über einen längeren Zeitraum als ein Kalenderjahr verbraucht werden, so kann die zuständige Behörde mit dem Anlagenbetreiber einen geeigneteren Zeitplan für die Analysen vereinbaren, sofern eine mit Unterabsatz 1 Buchstabe a vergleichbare Unsicherheit erzielt wird.
(1) 2
(2) 2
2
2
3
2
(3) 2
2
(1) Der Anlagenbetreiber wendet zur Bestimmung von Oxidations- und Umsetzungsfaktoren Ebene 1 als Minimum an. Schließt der Emissionsfaktor die Wirkung einer unvollständigen Oxidation oder Umsetzung ein, so wendet der Anlagenbetreiber für den Oxidations- oder Umsetzungsfaktor einen Wert von 1 an.
Die zuständige Behörde kann den Anlagenbetreibern jedoch vorschreiben, durchgehend die Ebene 1 anzuwenden.
(2) Werden in einer Anlage mehrere Brennstoffe verwendet und ist für den spezifischen Oxidationsfaktor Ebene 3 anzuwenden, so kann der Anlagenbetreiber bei der zuständigen Behörde die Genehmigung einer oder beider der nachstehenden Vorgehensweisen beantragen:
a) Bestimmung eines aggregierten Oxidationsfaktors für den gesamten Verbrennungsprozess und Anwendung dieses Faktors auf alle Brennstoffe;
b) Zuordnung der unvollständigen Oxidation zu einem emissionsstarken Stoffstrom und Verwendung eines Werts von 1 für den Oxidationsfaktor der anderen Stoffströme.
Bei Verwendung von Biomasse oder Brennstoffgemischen weist der Anlagenbetreiber nach, dass die Anwendung von Unterabsatz 1 Buchstabe a oder b nicht zu einer Unterschätzung der Emissionen führt.
(1) Der Anlagenbetreiber kann die Tätigkeitsdaten für einen Biomasse-Stoffstrom bestimmen, ohne Ebenen anzuwenden und ohne analytische Nachweise bezüglich des Biomasseanteils vorzulegen, sofern der Stoffstrom ausschließlich aus Biomasse besteht und der Anlagenbetreiber gewährleisten kann, dass der Stoffstrom nicht mit anderen Materialien oder Brennstoffen kontaminiert ist.
(2) Der Emissionsfaktor für Biomasse beträgt null.
Der Emissionsfaktor eines jeden Brennstoffs oder Materials wird berechnet und gemeldet als der gemäß Artikel 30 bestimmte vorläufige Emissionsfaktor, multipliziert mit dem fossilen Anteil des Brennstoffs oder Materials.
(3) Torf, Xylit und die fossilen Anteile von Brennstoff- oder Materialgemischen gelten nicht als Biomasse.
(4) Beträgt der Biomasseanteil eines Brennstoff- oder Materialgemischs 97 % oder mehr oder gilt das Gemisch aufgrund der Menge der auf den fossilen Anteil des Brennstoffs oder Materials zurückgehenden Emissionen als De-minimis-Stoffstrom, so kann die zuständige Behörde dem Anlagenbetreiber für die Bestimmung von Tätigkeitsdaten und relevanten Berechnungsfaktoren die Anwendung ebenenunabhängiger Methodiken einschließlich der Energiebilanzmethode gestatten.
(1) Bei Brennstoff- oder Materialgemischen kann der Anlagenbetreiber entweder einen Biomasseanteil von null annehmen und einen Standardwert von 100 % fossilem Anteil anwenden oder einen Biomasseanteil gemäß Absatz 2 unter Anwendung von Ebenen gemäß Anhang II Abschnitt 2.4 bestimmen.
(2) Wenn der Anlagenbetreiber vorbehaltlich der vorgeschriebenen Ebene Analysen zur Bestimmung des Biomasseanteils durchführen muss, so geschieht dies auf der Grundlage einer einschlägigen Norm und der entsprechenden Analyseverfahren, sofern die Anwendung dieser Norm und Analysemethode von der zuständigen Behörde genehmigt sind.
Wenn der Anlagenbetreiber vorbehaltlich der vorgeschriebenen Ebene Analysen zur Bestimmung des Biomasseanteils durchführen muss, die Anwendung von Unterabsatz 1 jedoch technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde, so legt der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde eine alternative Schätzmethode zur Bestimmung des Biomasseanteils zur Genehmigung vor. Für Brennstoffe oder Materialien aus einem Produktionsprozess mit definierten und rückverfolgbaren Input-Stoffströmen kann der Anlagenbetreiber die Schätzung auf der Grundlage einer Massenbilanz des in den Prozess eingehenden oder ihn verlassenden fossilen und Biomassekohlenstoffs vornehmen.
Die Kommission kann Leitlinien über weitere anwendbare Schätzmethoden vorlegen.
(3) Abweichend von den Absätzen 1 und 2 sowie von Artikel 30 greift der Anlagenbetreiber für die Bestimmung des Biomasseanteils nicht auf Analysen zurück, wenn für ein in ein Gasnetz injiziertes und anschließend aus diesem abgegebenes Biogas der Herkunftsnachweis gemäß Artikel 2 Buchstabe j und Artikel 15 der Richtlinie 2009/28/EG erbracht wurde.
b) EN 15259 (Luftbeschaffenheit — Messung von Emissionen aus stationären Quellen — Anforderungen an Messstrecken und Messplätze und an die Messaufgabe, den Messplan und den Messbericht);
c) sonstigen relevanten EN-Normen, insbesondere EN ISO 16911-2 (Emissionen aus stationären Quellen — Manuelle und automatische Bestimmung der Geschwindigkeit und des Volumenstroms in Abgaskanälen).
Sind keine solchen Normen verfügbar, so stützen sich die Methoden auf geeignete ISO-Normen, von der Kommission veröffentlichte Normen oder nationale Normen. Gibt es keine anwendbaren veröffentlichten Normen, so werden geeignete Normentwürfe, Best-Practice-Leitlinien der Industrie oder andere wissenschaftlich erprobte Vorgehensweisen verwendet, die systematische Fehler bei Probenahme und Messung begrenzen.
Der Anlagenbetreiber berücksichtigt alle relevanten Aspekte des Systems zur kontinuierlichen Messung, insbesondere den Standort der Geräte sowie die Kalibrierung, Messung, Qualitätssicherung und Qualitätskontrolle.
(2) Der Anlagenbetreiber stellt sicher, dass die Laboratorien, die die Messungen, Kalibrierungen und relevanten Geräteprüfungen für Systeme zur kontinuierlichen Emissionsmessung vornehmen, gemäß EN ISO/IEC 17025 für die betreffenden Analysemethoden bzw. Kalibriertätigkeiten akkreditiert sind.
Verfügt das Labor über keine solche Akkreditierung, so stellt der Anlagenbetreiber sicher, dass gleichwertige Anforderungen gemäß Artikel 34 Absätze 2 und 3 erfüllt sind.
(1) Der Anlagenbetreiber bestimmt die Jahresemissionen aus einer Emissionsquelle während des Berichtszeitraums, indem er alle Stundenwerte der gemessenen Treibhausgaskonzentration im Berichtszeitraum, multipliziert mit den Stundenwerten des Abgasstroms, addiert, wobei die Stundenwerte jeweils den Durchschnittswerten aller Einzelmessergebnisse während der betreffenden Betriebsstunde entsprechen.
2
2
2
(2) Gibt es in einer Anlage mehrere Emissionsquellen, die nicht als einzige Quelle gemessen werden können, so misst der Anlagenbetreiber die aus diesen Quellen emittierten Gase separat und fasst die Ergebnisse als Summe der Gesamtemissionen des betreffenden Gases im Berichtszeitraum zusammen.
(3) Der Anlagenbetreiber bestimmt die Treibhausgaskonzentration im Abgas durch kontinuierliche Messung an einem repräsentativen Messpunkt nach einem der folgenden Verfahren:
a) direkte Messung;
b) im Falle einer hohen Konzentration im Abgas durch Berechnung der Konzentration anhand einer indirekten Konzentrationsmessung unter Anwendung von Gleichung 3 in Anhang VIII und unter Berücksichtigung der gemessenen Konzentrationswerte aller anderen Komponenten des Gasstroms, wie im Monitoringkonzept des Anlagenbetreibers angegeben.
(4) Gegebenenfalls bestimmt der Anlagenbetreiber die aus Biomasse stammende CO2-Menge separat und zieht diese Menge von den insgesamt gemessenen CO2-Emissionen ab. Zu diesem Zweck kann der Anlagenbetreiber Folgendes anwenden:
a) einen auf Berechnung beruhenden Ansatz, einschließlich der Anwendung von Analysen und Probenahme auf der Grundlage von EN ISO 13833 (Emissionen aus stationären Quellen — Bestimmung des Verhältnisses von Kohlendioxid aus Biomasse (biogen) und aus fossilen Quellen — Probenahme und Bestimmung des radioaktiven Kohlenstoffs);
b) eine andere Methode auf der Grundlage einer einschlägigen Norm, einschließlich der Norm ISO 18466 (Emissionen aus stationären Quellen — Ermittlung des biogenen Anteils von CO2 im Abgas mit der Bilanzmethode);
c) eine von der Kommission veröffentlichte Schätzmethode.
Wenn die vom Anlagenbetreiber vorgeschlagene Methode eine kontinuierliche Probenahme aus dem Abgasstrom umfasst, findet die Norm EN 15259 (Luftbeschaffenheit — Messung von Emissionen aus stationären Quellen — Anforderungen an Messstrecken und Messplätze und an die Messaufgabe, den Messplan und den Messbericht) Anwendung.
(5) Für die Berechnung gemäß Absatz 1 bestimmt der Anlagenbetreiber den Abgasstrom anhand einer der folgenden Methoden:
a) Berechnung nach einem geeigneten Massenbilanzansatz, wobei alle maßgeblichen Parameter auf der Input-Seite (für CO2-Emissionen mindestens die Menge des Einsatzmaterials, der Zuluftstrom und die Prozesseffizienz) und auf der Output-Seite (mindestens die Produktionsmenge und die Konzentration von Sauerstoff (O2), Schwefeldioxid (SO2) und Stickoxiden (NOx)) einbezogen werden;
b) Bestimmung durch kontinuierliche Messung des Durchflusses an einer repräsentativen Messstelle.
(1) Der Anlagenbetreiber errechnet für alle Parameter, die für die Emissionsbestimmung nach einer auf Messung beruhenden Methodik relevant sind (einschließlich Konzentrationen und Abgasstrom), Stundenmittelwerte, wobei alle in der betreffenden Stunde ermittelten Einzelwerte verwendet werden.
Kann ein Anlagenbetreiber ohne zusätzliche Kosten Daten für kürzere Referenzzeiträume generieren, so verwendet er diese Referenzzeiträume für die Bestimmung der Jahresemissionen gemäß Artikel 43 Absatz 1.
(2) Ist das Gerät zur kontinuierlichen Messung für einen Parameter während der betreffenden Stunde bzw. des kürzeren Referenzzeitraums gemäß Absatz 1 zeitweilig gestört, außerhalb des Messbereichs oder außer Betrieb, so errechnet der Anlagenbetreiber den betreffenden Stundenmittelwert anteilig anhand der verbliebenen Einzelwerte dieser Stunde bzw. des kürzeren Referenzzeitraums, sofern mindestens 80 % der maximal möglichen Einzelmessungen für einen Parameter vorliegen.
Liegen weniger als 80 % der maximal möglichen Einzelmessungen für einen Parameter vor, so findet Artikel 45 Absätze 2 bis 4 Anwendung.
(1) Ist ein Messgerät im Rahmen eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung in einem Kalenderjahr für mehr als fünf aufeinanderfolgende Tage außer Betrieb, so setzt der Anlagenbetreiber die zuständige Behörde unverzüglich davon in Kenntnis und schlägt geeignete Maßnahmen zur Verbesserung der Qualität des betreffenden Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung vor.
(2) Können für einen oder mehrere Parameter der auf Messung beruhenden Methodik keine gültigen Stundendaten oder Daten über einen kürzeren Referenzzeitraum gemäß Artikel 44 Absatz 1 ermittelt werden, da das Messgerät gestört, außerhalb des Messbereichs oder außer Betrieb ist, so bestimmt der Anlagenbetreiber für jede fehlende Messstunde Ersatzwerte.
(3) Können für einen direkt als Konzentration gemessenen Parameter keine gültigen Stundendaten oder Daten über einen kürzeren Referenzzeitraum ermittelt werden, so berechnet der Anlagenbetreiber einen Ersatzwert als die Summe der durchschnittlichen Konzentration plus zweimal die Standardabweichung von diesem Durchschnitt, wobei die Gleichung 4 in Anhang VIII verwendet wird.
Scheidet der Berichtszeitraum wegen erheblicher technischer Veränderungen innerhalb der Anlage für die Bestimmung solcher Ersatzwerte aus, so vereinbart der Anlagenbetreiber mit der zuständigen Behörde einen repräsentativen (möglichst einjährigen) Zeitrahmen für die Bestimmung des Durchschnitts und der Standardabweichung.
(4) Können für einen nicht als Konzentration gemessenen Parameter keine gültigen Stundendaten ermittelt werden, so bestimmt der Anlagenbetreiber die Ersatzwerte für diesen Parameter nach einem geeigneten Massenbilanzmodell oder einer Energiebilanz für den Prozess. Der Anlagenbetreiber validiert die Ergebnisse anhand der anderen gemessenen Parameter der auf Messung beruhenden Methodik und der unter normalen Betriebsbedingungen gewonnenen Daten für einen Zeitraum derselben Dauer wie derjenige, für den Daten fehlen.
2
Die Anwendung von Ebenenmethodiken ist nicht erforderlich.
(6) Abweichend von Artikel 26 Absatz 1 und Artikel 41 Absatz 1 kann der Betreiber einer Anlage mit geringen Emissionen zur Bestimmung von Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren für alle Stoffströme und zur Emissionsbestimmung anhand von auf Messung beruhenden Methodiken als Minimum Ebene 1 anwenden (es sei denn, eine höhere Genauigkeit ist ohne zusätzlichen Aufwand für den Anlagenbetreiber erreichbar), ohne nachweisen zu müssen, dass die Anwendung höherer Ebenen technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führen würde.
(7) Zur Bestimmung von Berechnungsfaktoren anhand von Analysen gemäß Artikel 32 kann der Betreiber einer Anlage mit geringen Emissionen jedes Labor in Anspruch nehmen, das fachlich kompetent und in der Lage ist, mit geeigneten Analyseverfahren technisch stichhaltige Ergebnisse zu erzielen, und die Anwendung von Maßnahmen zur Qualitätssicherung gemäß Artikel 34 Absatz 3 nachweist.
(8) Überschreitet eine der vereinfachten Überwachung unterliegende Anlage mit geringen Emissionen in einem Kalenderjahr den Schwellenwert gemäß Absatz 2, so setzt der Betreiber die zuständige Behörde hierüber unverzüglich in Kenntnis.
Der Anlagenbetreiber legt der zuständigen Behörde eine erhebliche Änderung des Monitoringkonzepts im Sinne von Artikel 15 Absatz 3 Buchstabe b unverzüglich zur Genehmigung vor.
Die zuständige Behörde gestattet dem Anlagenbetreiber jedoch weiterhin eine vereinfachte Überwachung, wenn dieser ihr nachweist, dass der Schwellenwert gemäß Absatz 2 nicht bereits in den vorangegangenen fünf Berichtszeiträumen überschritten wurde und ab dem nachfolgenden Berichtszeitraum nicht wieder überschritten wird.
(1) 2
(2) 2
2
(3) 2
2
2
2
2
Lässt sich die Abweichung zwischen den Werten nicht durch die genehmigte Unsicherheitsmarge der Messsysteme oder der Bestimmungsmethode erklären, so gleichen die Betreiber der weiterleitenden und der annehmenden Anlage die Werte durch von der zuständigen Behörde genehmigte konservative Anpassungen an.
(1) Der Anlagenbetreiber zieht von den Emissionen der Anlage alle aus fossilem Kohlenstoff im Rahmen von Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG stammenden Mengen CO2 ab, die nicht aus der Anlage emittiert werden, sondern
a) aus der Anlage weitergeleitet werden in
b) aus der Anlage weitergeleitet und zur Herstellung von gefälltem Kalziumkarbonat verwendet werden, in dem das verwendete CO2 chemisch gebunden wird.
(2) Der Betreiber der weiterleitenden Anlage gibt in seinem jährlichen Emissionsbericht die im Einklang mit den gemäß Artikel 19 Absatz 3 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen Rechtsakten anerkannte Anlagenkennung der annehmenden Anlage an, sofern die annehmende Anlage unter diese Richtlinie fällt. In allen anderen Fällen muss der Betreiber der weiterleitenden Anlage Namen, Anschrift und Kontaktdaten einer Kontaktperson für die annehmende Anlage angeben.
Unterabsatz 1 gilt auch für die annehmende Anlage in Bezug auf die Anlagenkennung der weiterleitenden Anlage.
(3) 2
2
Für die Zwecke von Absatz 1 Buchstabe b wendet der Anlagenbetreiber eine auf Berechnung beruhende Methodik an.
(4) 2
Der Anlagenbetreiber kann jedoch die nächstniedrigere Ebene anwenden, sofern er nachweist, dass die Anwendung der höchsten Ebene nach der Definition in Anhang VIII Abschnitt 1 technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
2
(5) 2
(1) 2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
(2) Der Betreiber der weiterleitenden Anlage gibt in seinem jährlichen Emissionsbericht gegebenenfalls die im Einklang mit den gemäß Artikel 19 Absatz 3 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen Rechtsakten anerkannte Anlagenkennung der annehmenden Anlage an, sofern die annehmende Anlage unter diese Richtlinie fällt.
Unterabsatz 1 gilt auch für die annehmende Anlage in Bezug auf die Anlagenkennung der weiterleitenden Anlage.
(3) 2
2
(4) 2
2
Der Anlagenbetreiber kann jedoch die nächstniedrigere Ebene anwenden, sofern er nachweist, dass die Anwendung der höchsten Ebene nach der Definition in Anhang VIII Abschnitt 1 technisch nicht machbar ist oder zu unverhältnismäßigen Kosten führt.
(5) 2
(6) Für die Berechnung gemäß Absatz 1 verwendet der Luftfahrzeugbetreiber die Standardemissionsfaktoren in Tabelle 1 von Anhang III.
Für in der Tabelle nicht aufgeführte Treibstoffe bestimmt der Luftfahrzeugbetreiber den Emissionsfaktor im Einklang mit Artikel 32. Für solche Treibstoffe wird der untere Heizwert als Memo-Item bestimmt und gemeldet.
(7) Abweichend von Absatz 6 kann der Luftfahrzeugbetreiber mit Genehmigung der zuständigen Behörde für kommerziell gehandelte Treibstoffe den Emissionsfaktor bzw. den dem Emissionsfaktor zugrunde liegenden Kohlenstoffgehalt oder den unteren Heizwert aus den vom Treibstofflieferanten vorgelegten Rechnungsunterlagen für den betreffenden Treibstoff herleiten, sofern die Herleitung auf Basis von akzeptierten internationalen Normen erfolgt und die in Tabelle 1 von Anhang III angegebenen Emissionsfaktoren nicht angewendet werden können.
g) das Führen von Aufzeichnungen und die Dokumentation, einschließlich der Verwaltung von Dokumentenversionen.
(4) Der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber überwacht die Effizienz des Kontrollsystems, auch durch interne Überprüfungen und unter Berücksichtigung der Feststellungen der Prüfstelle im Rahmen der gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2067 durchgeführten Prüfung der jährlichen Emissionsberichte und gegebenenfalls der Tonnenkilometerberichte.
Sollte sich herausstellen, dass das Kontrollsystem ineffizient oder den identifizierten Risiken nicht angemessen ist, so bemüht sich der Anlagen- bzw. Luftfahrzeugbetreiber, das Kontrollsystem zu verbessern und das Monitoringkonzept oder gegebenenfalls die ihm zugrunde liegenden schriftlichen Verfahren für Datenflussaktivitäten, Risikobewertungen und Kontrollaktivitäten zu aktualisieren.
12. Memo-Items:
13. in einer Anlage zum Jahresemissionsbericht teilt der Luftfahrzeugbetreiber die Jahresemissionen und die jährliche Anzahl Flüge je Flugplatzpaar mit. Auf Antrag des Luftfahrzeugbetreibers behandelt die zuständige Behörde diese Information als vertraulich.
(3) Unbeschadet des Absatzes 2 kann die zuständige Behörde dem Anlagenbetreiber die Verwendung von Messergebnissen gestatten, die mit unter seiner eigenen Kontrolle in der Anlage befindlichen Messsystemen erzielt werden, wenn der Anlagenbetreiber nachweist, dass die eingesetzten Messinstrumente der einschlägigen einzelstaatlichen gesetzlichen messtechnischen Kontrolle unterliegen.
Zu diesem Zweck kann der höchstzulässige Verkehrsfehler, der nach den einzelstaatlichen Rechtsvorschriften zur gesetzlichen messtechnischen Kontrolle für die betreffende Messaufgabe gestattet ist, ohne Vorlage weiterer Nachweise als Unsicherheitswert verwendet werden.
d) gegebenenfalls Handhabung der Probenahme und Probevorbereitung, einschließlich Kontrolle der Unversehrtheit der Probe;
e) gegebenenfalls Entwicklung und Validierung neuer Analysemethoden oder Anwendung von nicht unter internationale oder nationale Normen fallenden Methoden;
f) Unsicherheitsbewertung;
g) Gerätemanagement, einschließlich Verfahren für die Kalibrierung, Justierung, Wartung und Reparatur von Geräten, sowie Führung entsprechender Aufzeichnungen;
h) Management und Kontrolle von Daten, Dokumenten und Software;
i) Management von Kalibriergegenständen und Referenzmaterial;
j) Qualitätssicherung für Kalibrier- und Prüfergebnisse, einschließlich regelmäßiger Teilnahme an Eignungsprüfungsprogrammen, Anwendung von zertifizierten Referenzmaterialien in Analysemethoden oder Vergleichsuntersuchung mit einem akkreditierten Labor;
k) Management von ausgelagerten Prozessen;
l) Management von Aufträgen und Kundenbeschwerden sowie Gewährleistung von zeitnahen Korrekturmaßnahmen.
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