umwelt-online: Entscheidung 2007/589/EG zur Festlegung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen im Sinne der RL 2003/87/EG(Monitoring-Leitlinien) (3)

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Tabelle 5 Indikative Mindesthäufigkei der Analysen

14. Berichtsformat

Sofern in einem tätigkeitsspezifischen Anhang nicht anders geregelt, sind für die Berichterstattung die nachstehenden Tabellen zu verwenden. Diese können je nach Zahl der Tätigkeiten, der Art der Anlage, der Brennstoffe und der überwachten Prozesse angepasst werden. Die grau unterlegten Segmente sind auszufüllende Felder.

14.1. Anlagenstammdaten ¹¹

14.2. Tätigkeiten im Überblick

Emissionen aus Tätigkeiten nach Anhang I

14.3. Emissionen aus der Verbrennung (Berechnung)

14.4. Prozessemissionen (Berechnung)

14.5. Massenbilanzansatz

14.6. Messansatz

14.7. Berichterstattung über N₂O-Emissionen aus Anlagen für die Herstellung von Salpetersäure, Adipinsäure, Caprolactam, Glyoxal und Glyoxylsäure

14.8. Berichterstattung über PFC-Emissionen aus der Herstellung von Primäraluminium ¹¹

15. Kategorien für die Berichterstattung

Emissionen werden entsprechend dem Berichtsformat und dem IPPC-Code gemäß Anhang I der EPRTR-Verordnung (EG) Nr. 166/2006 (siehe Abschnitt 15.2 dieses Anhangs) in Kategorien mitgeteilt. Die Kategorien der jeweiligen Berichtsformate sind unten angeführt. Soweit eine Tätigkeit zwei oder mehreren Kategorien zugeordnet werden kann, erfolgt die Klassifizierung nach dem Hauptzweck der betreffenden Tätigkeit.

15.1. IPCC-Berichtsformat

Bei der nachstehenden Tabelle handelt es sich um einen Auszug aus dem Teil betreffend das Gemeinsame Berichtsformat (Common Reporting Format, CRF) der UNFCCC-Leitlinien für die Berichterstattung über die jährlichen Inventare ¹¹(UNFCCC reporting guidelines on annual inventories). Nach dem CRF werden Emissionen in sieben Hauptkategorien eingeteilt:

1. Energiewirtschaft,
2. Industrieprozesse,
3. Verwendung von Lösemitteln und sonstigen Produkten,
4. Landwirtschaft,
5. Änderung der Flächennutzung und Forstwirtschaft,
6. Abfallwirtschaft,
7. Andere.

Im Folgenden sind die Kategorien 1, 2 und 6 der CRF-Tabelle aufgelistet, die für die Richtlinie 2003/87/EG von Belang sind, einschließlich der relevanten Unterkategorien.

15.2. Quellenkategorien - Codes

Die folgenden Codes für Quellenkategorien sollten für die Datenübermittlung verwendet werden:

16. Anforderungen an Anlagen mit geringen Emissionen

In Bezug auf die Abschnitte 4.3, 5.2, 7.1, 10 und 13 dieses Anhangs gelten für Anlagen, für die während der vorangegangenen Handelsperiode Emissionen von weniger als 25.000 Tonnen CO₂im Jahresschnitt berichtet und geprüft wurden, die nachstehenden Ausnahmen. Sind die berichteten Emissionsdaten nicht mehr gültig, weil sich die Betriebsbedingungen oder die Anlage selbst geändert haben, oder fehlt die Zeitreihe geprüfter historischer Emissionen, gilt vorbehaltlich der behördlichen Genehmigung die Ausnahmeregelung einer konservativen Prognose von Emissionen für die kommenden fünf Jahre von weniger als 25.000 Tonnen fossilem CO₂/Jahr. Die Mitgliedstaaten können auf die im Rahmen der Prüfung vorgeschriebenen jährlichen Anlagebesichtigungen durch die Prüfstelle verzichten und letzterer die Entscheidung auf der Grundlage ihrer Risikoanalyse überlassen.

• Erforderlichenfalls kann der Anlagenbetreiber zur Schätzung der Unsicherheit von Tätigkeitsdaten Informationen des Lieferanten der betreffenden Messinstrumente verwenden, unabhängig von den jeweiligen Einsatzbedingungen.
• Die Mitgliedstaaten können auf den Nachweis der Erfüllung der Kalibrieranforderungen gemäß Abschnitt 10.3.2 dieses Anhangs verzichten.
• Die Mitgliedstaaten können für alle Stoffströme und relevanten Variablen niedrigere Ebenen (wobei Ebene 1 jedoch das Minimum sein muss) zulassen.
• Die Mitgliedstaaten können vereinfachte Monitoringkonzepte zulassen, die jedoch zumindest die Elemente gemäß den Buchstaben a), b), c), e), f), k) und l) in Abschnitt 4.3 dieses Anhangs umfassen müssen.
• Die Mitgliedstaaten können auf die Akkreditierung nach EN ISO 17025:2005 verzichten, wenn das betreffende Labor
  • schlüssig nachweist, dass es fachlich kompetent und in der Lage ist, mit geeigneten Analyseverfahren technisch stichhaltige Ergebnisse zu erzielen, und
  • jährlich an Vergleichsuntersuchungen teilnimmt und anschließend die erforderlichen Anpassungen vornimmt.
• Der Brennstoff- bzw. Materialverbrauch kann anhand von Rechnungsunterlagen und Schätzungen der Bestandsveränderungen bestimmt werden, ohne dass der Unsicherheitsfaktor weiter berücksichtigt werden muss.

_________
1) Über die folgende Internet-Adresse abrufbar: http://eippcb.jrc.es/

2) "ISO-Leitfaden für die Angabe der Unsicherheit beim Messen", ISO/TAG 4. Veröffentlichung der Internationalen Normenorganisation (ISO) aus 1993 (berichtigt und neu aufgelegt, 1995) im Namen von BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP und OIML.

3) Beruhend auf dem Verhältnis der Atommasse von Kohlenstoff (12,011) zu Sauerstoff (15,9994).

5) Anhang 1 des Leitfadens für Gute Praxis 2000 sowie in Anhang I der überarbeiteten IPCC-Leitlinien 1996 (Verfahrensvorschriften für die Berichterstattung): http://www.ipccnggip.iges.or.jp/public/public.htm.
Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement, ISO/TAG 4. Veröffentlichung der ISO, 1993 (berichtigt und neu aufgelegt, 1995) im Namen von BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP und OIML.
ISO-5168:2005 Durchflussmessung von Fluiden - Unsicherheitsermittlung.

6) ABl. Nr. L 41 vom 14.02.2003 S. 26.

7) Daten zu Verbrennungstätigkeiten werden als Energie (unterer Heizwert) und Masse mitgeteilt. Biomasse-Brennstoffe bzw. Einsatzmaterialien sind ebenfalls als Tätigkeitsdaten zu melden.

8) Emissionsfaktoren für Verbrennungstätigkeiten werden als CO₂-Emission je Energiegehalt angegeben.

9) Umrechnungs- und Oxidationsfaktoren werden als dimensionslose Brüche angegeben.

10) ABl. Nr. L 226 vom 06.09.2000 S. 3. Entscheidung zuletzt geändert durch die Entscheidung 2001/573/EG des Rates (ABl. Nr. L 203 vom 28.07.2001 S. 18).

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

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel ¹¹

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von Emissionen aus Verbrennungstätigkeiten, die in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführt sind, in Anlagen durchgeführt werden und in Artikel 3 Buchstabe t der Richtlinie definiert sind, sowie der Überwachung von Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit anderen Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG, sofern in den Anhängen III bis XI und XIV bis XXIV dieser Leitlinien auf diese Bezug genommen wird. Außerdem kann dieser Anhang zur Überwachung von Emissionen aus Verbrennungsprozessen herangezogen werden, die Teil einer in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten Tätigkeit sind, wenn kein anderer tätigkeitsspezifischer Anhang dieser Leitlinien gilt.

Die Überwachung von Emissionen aus Verbrennungsprozessen betrifft Emissionen aus der Verbrennung sämtlicher Brennstoffe einer Anlage sowie Emissionen aus der Abgaswäsche, beispielsweise zur Entfernung von SO₂-Emissionen aus Verbrennungsmotoren in zu Beförderungszwecken genutzten Maschinen unterliegen nicht der Überwachungs- und Berichterstattungspflicht. 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 wurde. Emissionen, die im Zusammenhang mit der Erzeugung von Wärme oder Strom entstehen, die an andere Anlagen weitergeleitet werden, sind der Anlage zuzurechnen, in der sie erzeugt wurden, und nicht der Anlage, an die sie abgegeben wurden.

Emissionen einer angrenzenden Verbrennungsanlage, die ihren Brennstoff im Wesentlichen von einem integrierten Hüttenwerk bezieht, jedoch mit einer separaten Genehmigung für Treibhausgasemissionen betrieben wird, können als Teil des Massenbilanzansatzes für dieses Hüttenwerk berechnet werden, wenn der Anlagenbetreiber der zuständigen Behörde glaubhaft nachweisen kann, dass sich die Gesamtunsicherheit der Emissionsbestimmung dadurch verringern lässt.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen ¹¹

Zu den Verbrennungstätigkeiten, aus denen CO₂-Emissionen freigesetzt werden, zählen

• Heizkessel
• Brenner
• Turbinen
• Erhitzer
• Industrieöfen
• Verbrennungsöfen
• Brennöfen
• Öfen
• Trockner
• Motoren
• Fackeln
• Abgaswäscher (Prozessemissionen)
• sonstige Geräte oder Maschinen, die mit Brennstoff betrieben werden, ausgenommen Geräte oder Maschinen mit Verbrennungsmotoren, die zu Beförderungszwecken genutzt werden.

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

2.1.1.1. Allgemeine Verbrennungstätigkeiten

CO₂-Emissionen aus der Verbrennungstätigkeiten  werden durch Multiplikation des Energiegehalts jedes eingesetzten Brennstoffes mit einem Emissionsfaktor und einem Oxidationsfaktor berechnet. Demnach wird für jeden Brennstoff, der im Rahmen einer Tätigkeit eingesetzt wird, folgende Berechnung angestellt:

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Oxidationsfaktor

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Tätigkeitsdaten werden im Allgemeinen als unterer Heizwert des Brennstoffes [TJ] ausgedrückt, der im Berichtszeitraum verbraucht wurde. Der Energiegehalt des verbrauchten Brennstoffes wird nach folgender Formel berechnet:

   Energiegehalt des verbrauchten Brennstoffes [TJ] = verbrauchter Brennstoff [t oder Nm³] * unterer Heizwert
   des Brennstoffs [TJ/t oder TJ/ Nm³] ¹

   Wird ein massen- oder volumenbezogener Emissionsfaktor [t CO₂/t oder t CO₂//Nm³] angewandt, so werden die Tätigkeitsdaten als verbrauchte Brennstoffmenge [t oder Nm³] ausgedrückt,

   wobei:

   1. 1 Verbrauchter Brennstoff

      Ebene 1

      Der Anlagenbetreiber bzw. der Brennstofflieferant bestimmt den Brennstoffverbrauch im Berichtszeitraum mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 7,5 %, wobei ggf. Bestandsveränderungen berücksichtigt werden.

      Ebene 2

      Der Anlagenbetreiber bzw. der Brennstofflieferant bestimmt den Brennstoffverbrauch im Berichtszeitraum mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5,0 %, wobei ggf. Bestandsveränderungen berücksichtigt werden.

      Ebene 3

      Der Anlagenbetreiber bzw. der Brennstofflieferant bestimmt den Brennstoffverbrauch im Berichtszeitraum mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 %, wobei ggf. Bestandsveränderungen berücksichtigt werden.

      Ebene 4

      Der Anlagenbetreiber bzw. der Brennstofflieferant bestimmt den Brennstoffverbrauch im Berichtszeitraum mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 %, wobei ggf. Bestandsveränderungen berücksichtigt werden.

   1. 2 Unterer Heizwert

      Ebene 1

      Es gelten die Referenzwerte für die betreffenden Brennstoffe gemäß Anhang I Abschnitt 11.

      Ebene 2a

      Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff den landesspezifischen unteren Heizwert an, der von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurde.

      Ebene 2b

      Für kommerzielle Brennstoffe wird der aus dem Lieferschein des Brennstofflieferanten für den betreffenden Brennstoff ersichtliche untere Heizwert angewandt, vorausgesetzt, die Werte wurden nach anerkannten nationalen oder internationalen Normen berechnet.

      Ebene 3

      Der für den Brennstoff einer Anlage repräsentative (untere) Heizwert wird vom Anlagenbetreiber, einem beauftragten Labor oder dem Brennstofflieferanten nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 gemessen.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Es gelten die Referenzwerte für die einzelnen Brennstoffe gemäß Anhang I Abschnitt 11.

   Ebene 2a

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff die landesspezifischen Emissionsfaktoren an, die von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurden.

   Ebene 2b

   Der Anlagenbetreiber berechnet die Emissionsfaktoren für den betreffenden Brennstoff auf der Grundlage eines der folgenden etablierten Proxywerte:

   • einer Dichtemessung spezifischer Öle oder Gase, wie sie z.B. in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden, und
   • dem unteren Heizwert bestimmter Kohlearten,

   kombiniert mit einer empirischen Korrelation, die gemäß Anhang I Abschnitt 13 mindestens ein Mal jährlich bestimmt wird. Der Anlagenbetreiber trägt dafür Sorge, dass die Korrelation den Maßregeln der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Proxywerte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden.

   Ebene 3

   Tätigkeitsspezifische Emissionsfaktoren für den betreffenden Brennstoff werden vom Anlagenbetreiber, von einem externen Labor oder vom Brennstofflieferanten nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 bestimmt.

3. Oxidationsfaktor

   Für die Überwachung kommen folgende Ebenen in Frage:

   Ebene 1

   Es gilt ein Oxidationsfaktor von 1,0 ².

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff Oxidationsfaktoren an, die der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt hat.

   Ebene 3

   Der Anlagenbetreiber berechnet die tätigkeitsspezifischen Faktoren für die betreffenden Brennstoffe auf der Grundlage relevanter Kohlenstoffgehalte der Asche, der Abwässer oder anderer Abfälle und Nebenprodukte sowie auf Basis nicht vollständig oxidierter kohlenstoffhaltiger Gase. Zusammensetzungsdaten werden nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 ermittelt.

2.1.1.2. Massenbilanzansatz: Russ Erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen

Bei Anwendung des Massenbilanzansatzes auf Ruß erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen muss der Kohlenstoffanteil von Einsatzstoffen (Inputs), Beständen, Produkten, Exporten und anderen aus der Anlage abgegebenen Stoffen berücksichtigt werden. Entsprechend werden die Treibhausgasemissionen dieser Anlagen nach folgender Formel berechnet:

CO₂-Emissionen [t CO₂]= (Input-Produkte-Exporte-Bestandsveränderungen)* Umsetzungsfaktor CO₂/C

wobei:

• Input [t C]: der gesamte in die Anlage eingehende Kohlenstoff.
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff, der die Anlage in Produkten und Materialien (auch in Nebenprodukten) verlässt.
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der exportiert (sprich weitergeleitet) wird und so die Grenzen der Anlage verlässt, z.B. bei Einleitung in Abwasserkanäle, bei Ablagerung auf einer Deponie oder bei Verlusten. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export.
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Anlage.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = ( Σ (Tätigkeitsdaten_Input* Kohlenstoffgehalt_Input) - Σ(Tätigkeitsdaten_Produkte*
Kohlenstoffgehalt_Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten_Export* Kohlenstoffgehalt_Export) - Σ (Tätigkeitsdaten_{Bestandsveränderungen}*
Kohlenstoffgehalt_{Bestandsveränderungen})) * 3,664

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Der Anlagenbetreiber analysiert und berichtet über die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen Bestandsveränderungen für alle relevanten Brennstoffe und Materialien getrennt. Bezieht sich der Kohlenstoffgehalt eines Massenstromes normalerweise auf den Energiegehalt (Brennstoffe), so kann der Anlagenbetreiber zur Berechnung der Massenbilanz den Kohlenstoffgehalt mit Bezug auf den Energiegehalt [t C/TJ] des betreffenden Massenstroms bestimmen und verwenden.

   Ebene 1

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 7,5 % bestimmt.

   Ebene 2

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5 % bestimmt.

   Ebene 3

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

   Ebene 4

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

2. Kohlenstoffgehalt

   Ebene 1

   Der Kohlenstoffgehalt (C) von Input- oder Output-Strömen wird auf Basis von Standardemissionsfaktoren für Brennstoffe oder Materialien gemäß Anhang I Abschnitt 11 oder gemäß anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen berechnet:

   

   Ebene 2

   Der Kohlenstoffgehalt von Input- oder Output-Strömen wird nach Maßgabe der Bestimmungen von Anhang I Abschnitt 13 über repräsentative Probenahme von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten und über die Ermittlung ihres Kohlenstoff- und Biomasseanteils berechnet.

2.1.1.3. Fackeln

Emissionen aus dem Abfackeln von Gasen umfassen Emissionen aus routinemäßigem Abfackeln und betriebsbedingtem Abfackeln (Anfahren, Abschalten und Notbetrieb).

CO₂-Emissionen werden auf Basis der Menge abgefackelter Gase [Nm³] und des Kohlenstoffgehalts dieser Gase [t CO₂/Nm³] (einschließlich des inhärenten Kohlenstoffs) berechnet.

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Oxidationsfaktor

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Ebene 1

   Die Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±17,5 % ermittelt.

   Ebene 2

   Die Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±12,5 % ermittelt.

   Ebene 3

   Die Menge der im Berichtszeitraum eingesetzten Fackelgase wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±7,5 % ermittelt.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Als Emissionsfaktor wird ein Referenzwert von 0,00393 t CO₂/ Nm³(zu Standardbedingungen) angesetzt, der aus dem Wert für die Verbrennung von reinem Ethan als konservativem Proxywert für Fackelgase abgeleitet wird.

   Ebene 2a

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff die Emissionsfaktoren an, die von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurden.

   Ebene 2b

   Anlagenspezifische Emissionsfaktoren werden im Rahmen der Prozessmodellierung nach Industriestandardmodellen anhand einer Schätzung des Molekulargewichts des Gasstromes berechnet. Durch Prüfung der relativen Anteile und Molekulargewichte der betreffenden Stoffströme wird für das Molekulargewicht des Fackelgases ein gewichteter Jahresdurchschnitt errechnet.

   Ebene 3

   Der Emissionsfaktor [t CO₂/ Nm³ Fackelgas] wird nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 auf Basis des Kohlenstoffgehalts des abgefackelten Gases berechnet.

3. Oxidationsfaktor:

   Es können niedrigere Ebenen angewandt werden.

   Ebene 1

   Es gilt ein Oxidationsfaktor von 1,0.

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet den Oxidationsfaktor an, der von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurde.

2.1.2. Prozessbedingte Emissionen

Prozessbedingte CO₂-Emissionen aus dem Abgasstrom infolge des Einsatzes von Karbonat für die SO2-Wäsche werden auf der Grundlage des gekauften Karbonats (Berechnungsmethode - Ebene 1a) oder des erzeugten Gipses (Berechnungsmethode - Ebene 1b) berechnet. Die beiden Methoden sind äquivalent, und die Berechnung erfolgt nach folgender Formel:

CO₂-Emissionen [t] = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor

wobei:

Berechnungsmethode a "Karbonate"

Die Emissionsberechnung erfolgt auf Basis der Menge des eingesetzten Karbonats:

1. Tätigkeitsdaten

   Ebene 1

   Der Anlagenbetreiber oder Lieferant bestimmt die im Berichtszeitraum im Prozess eingesetzte Menge an Trockenkarbonat in Tonnen mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±7,5 %.

2. Emissionsfaktor:

   Ebene 1

   Die Emissionsfaktoren werden in Einheiten CO₂-Masse, die je Tonne Karbonat freigesetzt wird, berechnet und mitgeteilt. Zur Umrechnung von Zusammensetzungsdaten in Emissionsfaktoren werden die stöchiometrischen Faktoren gemäß Tabelle 1 herangezogen.

   Die Bestimmung der CaCO₃- und MgCO₃-Menge im jeweiligen Einsatzmaterial erfolgt nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis (Best Practice).

   Tabelle 1 Stöchiometrische Faktoren

   Karbonat	[t CO2/t Ca-, Mg- oder anderes Karbonat]	Anmerkungen
   CaCO3	0,440
   MgCO3	0,522
   allgemein: XY(CO3)Z	Emissionsfaktor = [MCO2]/ {Y * [Mx] + Z * [MCO32-]}	X = Erdalkali- oder Alkalimetalle Mx = Molekulargewicht von X in [g/mol] M CO2= Molekulargewicht von CO2= 44 [g/mol] MCO3- = Molekulargewicht von CO32-= 60 [g/mol] Y = stöchiometrische Zahl von X = 1 (für Erdalkalimetalle) = 2 (für Alkalimetalle) Z = stöchiometrische Zahl von CO32-= 1

Berechnungsmethode B "Gips"

Die Emissionsberechnung erfolgt auf Basis der Menge des erzeugten Gipses:

1. Tätigkeitsdaten

   Ebene 1

   Der Anlagenbetreiber oder Verarbeiter bestimmt die Menge des im Berichtszeitraum erzeugten Trockengipses (CaSO₄× 2 H₂O) in Tonnen mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±7,5 %.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Stöchiometrische Verhältniszahl für Trockengips (CaSO₄×2H₂O) und CO₂im Prozess: 0,2558 tCO₂/t Gips.

2.2. Messung der CO₂-Emissionen

Es gelten die Leitlinien für Messungen gemäß Anhang XII.

________
1) Werden Volumeneinheiten verwendet, so berücksichtigt der Anlagenbetreiber jede Umsetzung, die zur Begründung von Druck- und Temperaturunterschieden des Messgeräts erforderlich sein könnte, sowie die Standardbedingungen, für die der (untere) Heizwert für die betreffende Brennstoffart abgeleitet wurde.
2) Vgl. IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare 2006 (IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories).

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1. Systemgrenzen

Überwacht werden alle Treibhausgasemissionen aus Verbrennungs- und Produktionsprozessen in Raffinerieanlagen. Emissionen aus Prozessen benachbarter Anlagen der chemischen Industrie, die weder in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführt noch Teil der Raffinerieproduktionskette sind, fallen nicht darunter.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

Potenzielle CO₂-Emissionsquellen:

1. energiebedingte Emissionen:
   • Heizkessel
   • Prozessfeuerung
   • Verbrennungsmotoren/Turbinen
   • Katalytische und thermische Oxidatoren
   • Kokskalzinieröfen
   • Löschwasserpumpen
   • Not-/Ersatzgeneratoren
   • Fackeln
   • Verbrennungsöfen
   • Cracker
2. prozessbedingte Emissionen
   • Wasserstoffanlagen
   • Katalytische Regeneration (durch katalytisches Kracken und andere katalytische Verfahren)
   • Kokereien (Flexicoking, Delayed Coking)

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

Die Emissionen aus der Verbrennung werden nach Maßgabe von Anhang II überwacht.

2.1.2. Prozessemissionen

Spezifische Prozesse, bei denen CO₂emittiert wird:

1. Regeneration katalytischer Cracker, Regeneration anderer Katalysatoren und Flexi-Coking

Der auf dem Katalysator als Nebenprodukt des Crackverfahrens abgelagerte Koks wird im Regenerator verbrannt, um die Aktivität des Katalysators wiederherzustellen. Bei anderen Prozessen in Mineralölraffinerien wird ein Katalysator eingesetzt, der regeneriert werden muss, z.B. beim katalytischen Reforming.

Die Emissionen werden anhand einer Materialbilanz berechnet, wobei der Zustand und die Zusammensetzung von zugeführter Luft und Abgasen berücksichtigt wird. Jegliches CO im Abgas wird rechnerisch wie CO₂ behandelt ¹.

Die Analyse von zugeführter Luft und Abgasen und die Wahl der Ebenen erfolgt nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13. Der spezifische Berechnungsansatz wird von der zuständigen Behörde als Teil der Prüfung des Monitoringkonzepts und der darin festgeschriebenen Überwachungsmethode genehmigt.

Ebene 1

Für jede Emissionsquelle muss im Berichtszeitraum für alle Emissionen zusammengerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ± 10 % erreicht werden.

Ebene 2

Für jede Emissionsquelle muss im Berichtszeitraum für alle Emissionen zusammengerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ± 7,5 % erreicht werden.

Ebene 3

Für jede Emissionsquelle muss im Berichtszeitraum für alle Emissionen zusammengerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ± 5 % erreicht werden.

Ebene 4

Für jede Emissionsquelle muss im Berichtszeitraum für alle Emissionen zusammengerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ± 2,5 % erreicht werden.

2. Wasserstofferzeugung in Raffinerien

Da das CO₂aus dem Kohlenstoffgehalt des Einsatzgases emittiert wird, werden die CO₂-Emissionen auf Input-Basis berechnet:

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten_Input* Emissionsfaktor

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Ebene 1

   Die Menge des im Berichtszeitraum eingesetzten Kohlenwasserstoffes [t Einsatzmenge] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 7,5 % ermittelt.

   Ebene 2

   Die Menge des im Berichtszeitraum eingesetzten Kohlenwasserstoffes [t Einsatzmenge] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 2,5 % ermittelt.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Es wird ein Referenzwert von 2,9 t CO₂je Tonne verarbeitetem Einsatzmaterial angewandt, der konservativ auf Ethan basiert.

   Ebene 2

   Es wird ein nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 auf der Grundlage des Kohlenstoffgehalts des Einsatzgases berechneter tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktor [CO₂/t Einsatzmaterial] angewandt.

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

Es gelten die Leitlinien für Messungen gemäß den Anhängen I und XII.

________
1) Unter Verwendung der Massenrelation: t CO₂= t CO * 1,571.

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel ¹¹

Kokereien sind häufig Bestandteil von Stahlwerken, die in direktem technischen Verbund mit Sintertätigkeiten und Tätigkeiten zur Herstellung von Roheisen und Stahl, einschließlich Stranggießen, stehen, was bei regulärem Betrieb einen intensiven Energie- und Materialaustausch (beispielsweise in Form von Gichtgas, Kokereigas, Koks) bewirkt. Wenn eine Genehmigung gemäß den Artikeln 4, 5 und 6 der Richtlinie 2003/87/EG nicht nur die Kokerei, sondern das gesamte Stahlwerk betrifft, so können die CO₂-Emissionen nach dem Massenbilanzansatz gemäß Abschnitt 2.1.1 dieses Anhangs auch für das gesamte Werk überwacht werden.

Wenn in der Anlage eine Abgaswäsche erfolgt und die damit einhergehenden Emissionen nicht in die Prozessemissionen der Anlage einbezogen werden, sind diese nach Maßgabe von Anhang II zu berechnen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Kokereien wird CO₂aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

• Rohmaterial (Kohle oder Petrolkoks)
• herkömmliche Brennstoffe (z.B. Erdgas)
• Prozessgase (z.B. Gichtgas)
• andere Brennstoffe
• Abgaswäsche

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

Ist die Kokerei Teil eines integrierten Hüttenwerks, so kann der Anlagenbetreiber die Emissionen wie folgt berechnen

1. für das gesamte integrierte Hüttenwerk nach dem Massenbilanzansatz oder
2. für die Kokerei als eine der einzelnen Tätigkeiten des integrierten Hüttenwerks.

2.1.1. Massenbilanzansatz ¹¹

Beim Massenbilanzansatz wird zur Ermittlung von Treibhausgasemissionen einer Anlage während des Berichtszeitraums der gesamte im Einsatzmaterial (Input), in Beständen, Produkten und anderen Exporten enthaltene Kohlenstoff nach folgender Formel ermittelt:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Input - Produkte - Export - Bestandsveränderungen) * Umsetzungsfaktor CO₂/C

wobei:

• Input [t C]: der gesamte in die Grenzen der Anlage eingehende Kohlenstoff.
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff, der die Grenzen der Anlage in Produkten und Materialien (auch in Nebenprodukten), verlässt.
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der exportiert wird und so die Grenzen der Anlage verlässt, z.B. durch Einleitung in die Kanalisation, bei Ablagerung auf einer Deponie oder bei Verlusten. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export.
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zuwächse der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Grenzen der Anlage.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = ( Σ (Tätigkeitsdaten_Input* Kohlenstoffgehalt_Input) - Σ(Tätigkeitsdaten_Produkte*
Kohlenstoffgehalt_Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten_Export* Kohlenstoffgehalt_Export) - Σ Tätigkeitsdaten_{Bestandsveränderungen}*
Kohlenstoffgehalt_{Bestandsveränderungen})) * 3,664

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Der Anlagenbetreiber erfasst die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die diesbezüglichen Bestandsveränderungen für alle relevanten Brennstoffe und Materialien getrennt und erstattet Bericht darüber. Bezieht sich der Kohlenstoffgehalt eines Massenstroms normalerweise auf den Energiegehalt (Brennstoffe), so kann der Anlagenbetreiber zur Berechnung der Massenbilanz den Kohlenstoffgehalt mit Bezug auf den Energiegehalt [t C/TJ] des betreffenden Massenstroms berechnen und verwenden.

   Ebene 1

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 7,5 % bestimmt.

   Ebene 2

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5 % bestimmt.

   Ebene 3

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

   Ebene 4

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

2. Kohlenstoffgehalt

   Ebene 1

   Der Kohlenstoffgehalt (C-Gehalt) von Input- oder Output-Strömen wird auf Basis von Referenzemissionsfaktoren für Brennstoffe oder Materialien gemäß Anhang I Abschnitt 11 oder gemäß den Anhängen IV bis X nach folgender Formel berechnet:

   

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff bzw. das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, der von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurde.

   Ebene 3

   Der Kohlenstoffgehalt von Input- oder Output-Strömen wird auf Basis der Regelung von Anhang I Abschnitt 13 für repräsentative Probenahme von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten und für die Bestimmung ihres Kohlenstoff- und Biomasseanteils berechnet.

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Verbrennungsprozesse in Kokereien, bei denen Brennstoffe (wie Koks, Kohle und Erdgas) nicht unter den Massenbilanzansatz fallen, werden nach Maßgabe von Anhang II überwacht und berichtet.

2.1.3. Prozessemissionen

Bei der Verkokung (in der Kokskammer der Kokerei) wird die Kohle unter Luftausschluss in Koks und rohes Koksofengas umgewandelt. Der wichtigste kohlenstoffhaltige Einsatzstoff/Einsatzstrom ist Kohle, kann aber auch Koksgrus, Petrolkoks, Öl und Prozessgas, wie z.B. Gichtgas, sein. Rohes Koksofengas enthält als Teil des Prozess-Outputs viele kohlenstoffhaltige Bestandteile, darunter Kohlendioxid (CO₂), Kohlenmonoxid (CO), Methan (CH₄) und Kohlenwasserstoffe (C_xH_y).

Die CO₂-Gesamtemission aus Kokereien wird nach folgender Formel berechnet:

CO₂-Emission [t CO₂] = Σ (Tätigkeitsdaten_INPUT* Emissionsfaktor_INPUT) - Σ (Tätigkeitsdaten_OUTPUT* Emissionsfaktor_OUTPUT)

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   TätigkeitsdatenINPUT können Kohle als Rohmaterial, Koksgrus, Petrolkoks, Öl, Gichtgas, Koksofengas u. ä., TätigkeitsdatenOUTPUT Koks, Teer, Leichtöl, Koksofengas u. ä. umfassen.

   1. 1 Als Prozess-Input eingesetzter Brennstoff

      Ebene 1

      Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±7,5 % bestimmt.

      Ebene 2

      Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±5 % bestimmt.

      Ebene 3

      Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±2,5 % bestimmt.

      Ebene 4

      Der Massenstrom von Brennstoffen in die und aus der Anlage während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±1,5 % bestimmt.

   1. 2 Unterer Heizwert

      Ebene 1

      Es gelten die Referenzwerte für die betreffenden Brennstoffe gemäß Anhang I Abschnitt 11.

      Ebene 2

      Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff den landesspezifischen unteren Heizwert an, der von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurde.

      Ebene 3

      Der für die betreffenden Brennstoffchargen repräsentative untere Heizwert wird vom Anlagenbetreiber, einem beauftragten Labor oder dem Brennstofflieferanten nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 bestimmt.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Es gelten die Referenzfaktoren gemäß Anhang I Abschnitt 11.

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff die landesspezifischen Emissionsfaktoren an, die von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurden.

   Ebene 3

   Spezifische Emissionsfaktoren werden nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 bestimmt.

2.2 Messung von CO₂-Emissionen

Es gelten die Leitlinien für Messungen gemäß den Anhängen I und XII.

.

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel ¹¹

Röst-, Sinter- oder Pelletiertätigkeiten für Metallerz sind häufig fester Bestandteil von Stahlwerken, die in direktem technischen Verbund mit Kokereien und Tätigkeiten zur Herstellung von Roheisen und Stahl (einschließlich Stranggießen) stehen. Dies bewirkt bei regulärem Betrieb einen intensiven Energie- und Materialaustausch (beispielsweise in Form von Gichtgas, Koksofengas, Koks, Kalkstein). Wenn eine Genehmigung gemäß den Artikeln 4, 5 und 6 der Richtlinie 2003/87/EG nicht nur die Röstung und Sinterung, sondern das gesamte Stahlwerk betrifft, können die CO₂-Emissionen auch für das gesamte Werk überwacht werden. In solchen Fällen kann der Massenbilanzansatz gemäß Abschnitt 2.1.1. dieses Anhangs verwendet werden.

Wenn in der Anlage eine Abgaswäsche erfolgt und die damit einhergehenden Emissionen nicht in die Prozessemissionen der Anlage einbezogen werden, sind diese nach Maßgabe von Anhang II zu berechnen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Röst-, Sinter- oder Pelletieranlagen für Metallerz wird CO₂aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

• Rohmaterial (Kalzinierung von Kalkstein, Dolomit und karbonatischen Eisenerzen, z.B. FeCO₃)
• herkömmliche Brennstoffe (Erdgas und Koks/Koksgrus)
• Prozessgase (z.B. Koksofengas und Gichtgas)
• als Einsatzmaterial verwendete Prozessrückstände, einschließlich Filterstaub aus Sinteranlage, Konverter und Hochofen
• andere Brennstoffe
• Abgaswäsche

2.1. Berechnung von CO₂-Emissionen

Ist die Röst-, Sinter- oder Pelletieranlage für Metallerz Teil eines integrierten Hüttenwerks, so kann der Anlagenbetreiber die Emissionen wie folgt berechnen

1. für das gesamte integrierte Hüttenwerk nach dem Massenbilanzansatz oder
2. für die Röst-, Sinter- oder Pelletieranlage als eine der einzelnen Tätigkeiten des integrierten Hüttenwerks.

2.1.1. Massenbilanzansatz ¹¹

Beim Massenbilanzansatz wird zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen einer Anlage während des Berichtszeitraums der gesamte Kohlenstoffanteil des Einsatzmaterials (Inputs), von Beständen, Produkten und Exporten nach folgender Formel ermittelt:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Input - Produkte - Export - Bestandsveränderungen) * Umsetzungsfaktor CO₂/C

wobei:

• Input [t C]: der gesamte in die Grenzen der Anlage eingehende Kohlenstoff.
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff, der die Grenzen der Anlage in Produkten und Materialien (auch in Nebenprodukten) verlässt.
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der exportiert wird und so die Grenzen der Anlage verlässt, z.B. durch Einleitung in die Kanalisation, bei Ablagerung auf einer Deponie oder bei Verlusten. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export.
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zuwächse der Lagerbestände kohlenstoffhaltigen Materialien innerhalb der Grenzen der Anlage.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (S (Tätigkeitsdaten_Input* Kohlenstoffgehalt_Input) - Σ(Tätigkeitsdaten_Produkte*
Kohlenstoffgehalt_Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten_Export* Kohlenstoffgehalt_Export) - Σ (Tätigkeitsdaten_{Bestandsveränderungen}*
Kohlenstoffgehalt_{Bestandsveränderungen})) * 3,664

wobei:

1. Tätigkeitsdaten

   Der Anlagenbetreiber erfasst Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die diesbezüglichen Bestandsveränderungen für alle relevanten Brennstoffe und Materialien getrennt und erstattet Bericht darüber. Bezieht sich der Kohlenstoffgehalt eines Massenstroms normalerweise auf den Energiegehalt (Brennstoffe), so kann der Anlagenbetreiber zur Berechnung der Massenbilanz den Kohlenstoffgehalt mit Bezug auf den Energiegehalt [t C/TJ] des betreffenden Massenstroms bestimmen und verwenden.

   Ebene 1

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 7,5 % bestimmt.

   Ebene 2

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5 % bestimmt.

   Ebene 3

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

   Ebene 4

   Die Tätigkeitsdaten für den Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

2. Kohlenstoffgehalt

   Ebene 1

   Der Kohlenstoffgehalt (C-Gehalt) von Input- oder Output-Strömen wird auf Basis von Referenzemissionsfaktoren für Brennstoffe oder Materialien gemäß Anhang I Abschnitt 11 oder gemäß den Anhängen IV bis X nach folgender Formel berechnet:

   

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, der von dem betreffenden Mitgliedstaat in seinem letzten Nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen mitgeteilt wurde.

   Ebene 3

   Der Kohlenstoffgehalt von Input- oder Output-Strömen wird nach Maßgabe der Regelung von Anhang I Abschnitt 13 für repräsentative Probenahme von Brennstoffen, Produkten und Nebenprodukten und für die Bestimmung ihres Kohlenstoff- und Biomasseanteils berechnet.

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Verbrennungsprozesse in Röst-, Sinter- oder Pelletieranlagen für Metallerz, bei denen Brennstoffe nicht als Reduktionsmittel verwendet werden und nicht aus metallurgischen Reaktionen stammen, werden nach Maßgabe von Anhang II überwacht und berichtet.

2.1.3. Prozessemissionen

Bei der Kalzinierung auf dem Rost wird CO₂aus dem Einsatzmaterial (Input), d. h. dem Rohgemisch (in der Regel Kalziumkarbonat) und aus wieder verwendeten Prozessrückständen freigesetzt. Für jede Art von Einsatzmaterial wird der CO₂-Anteil nach folgender Formel berechnet:

CO₂-Emssisionen = Σ{ Tätigkeitsdaten_Prozessinput* Emissionsfaktor * Umsetzungsfaktor}

1. Tätigkeitsdaten

   Ebene 1

   Der Anlagenbetreiber oder Lieferant bestimmt die Mengen [t] an karbonathaltigem Einsatzmaterial [t_CaCO3, t_MgCO3oder t_CaCO3-MgCO3] und Prozessrückständen, die während des Berichtszeitraums als Einsatzmaterial verwendet werden, mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±5,0 %.

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber oder Lieferant bestimmt die Mengen [t] an karbonathaltigem Einsatzmaterial [t_CaCO3, t_MgCO3oder t_CaCO3-MgCO3] und Prozessrückständen, die während des Berichtszeitraums als Einsatzmaterial verwendet werden, mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±2,5 %.

2. Emissionsfaktor

   Ebene 1

   Für Karbonate: Es gelten die stöchiometrischen Faktoren gemäß Tabelle 1.

   Tabelle 1 Stöchiometrische Emissionsfaktoren

   Emissionsfaktor
   CaCO3	0,440 t CO2/t CaCO3
   MgCO3	0,522 t CO2/t MgCO3
   FeCO3	0,380 t CO2/t FeCO3

   Diese Werte werden um den jeweiligen Feuchte- und Gangart-Gehalt des eingesetzten Karbonatmaterials bereinigt.

   Für Prozessrückstände: Tätigkeitsspezifische Faktoren werden nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 bestimmt.

3. Umsetzungsfaktor

   Ebene 1

   Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1,0.

   Ebene 2

   Tätigkeitsspezifische Faktoren werden nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 durch Ermittlung der im Sintererzeugnis bzw. im Filterstaub enthaltenen Kohlenstoffmenge bestimmt. Wird Filterstaub im Prozess wieder verwendet, so wird die in ihm enthaltene Menge Kohlenstoff [t] nicht berücksichtigt, um Doppelerfassung zu vermeiden.

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

Es gelten die Leitlinien für Messungen gemäß den Anhängen I und XII.

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