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) (5)

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von und Berichterstattung über Emissionen aus Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG. Anhang II (Verbrennung von Brennstoffen) findet auf mobile Quellen wie z.B. Luftfahrzeuge keine Anwendung.

Erfasst werden alle Flüge gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG, die von einem Luftfahrzeugbetreiber während des Berichtszeitraums durchgeführt wurden. 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 (Air Traffic Control, ATC) verwendete Rufzeichen verwendet. Das Rufzeichen ist die ICAO-Kennung in Feld 7 des Flugplans oder, falls nicht verfügbar, das Zulassungskennzeichen des Luftfahrzeugs. Ist die Identität des Luftfahrzeugbetreibers nicht bekannt, so wird der Eigentümer des Luftfahrzeugs als Luftfahrzeugbetreiber angesehen, es sei denn, er weist der zuständigen Behörde nach, wer der Luftfahrzeugbetreiber war.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

CO₂-Emissionen aus Luftverkehrstätigkeiten werden nach folgender Formel berechnet: CO₂-Emissionen = Treibstoffverbrauch * Emissionsfaktor

2.1. Wahl der Methodik

Der Luftfahrzeugbetreiber legt im Überwachungsplan fest, welche Überwachungsmethodik für jeden Luftfahrzeugtyp verwendet wird. Plant der Luftfahrzeugbetreiber, geleaste oder sonstige Luftfahrzeuge eines Typs zu verwenden, der zum Zeitpunkt der Einreichung bei der zuständigen Behörde im Überwachungsplan noch nicht enthalten ist, so beschreibt er im Überwachungsplan das Verfahren, nach dem die Überwachungsmethodik für diese zusätzlichen Luftfahrzeugtypen festgelegt werden soll. Der Luftfahrzeugbetreiber gewährleistet, dass die einmal gewählte Überwachungsmethodik konsequent angewendet wird.

Der Luftfahrzeugbetreiber legt im Überwachungsplan für jeden Luftfahrzeugtyp Folgendes fest:

1. die verwendete Berechnungsformel (Methode a oder Methode B);
2. die Datenquelle, die für die Bestimmung der Daten über die getankte und die im Tank vorhandene Treibstoffmenge verwendet wird, sowie die Methoden für die Übermittlung, Speicherung und Abfrage dieser Daten;
3. gegebenenfalls die Methode für die Bestimmung der Dichte. Bei Verwendung von Dichte-Temperatur-Korrelationstabellen gibt der Luftfahrzeugbetreiber die Quelle dieser Daten an

In Bezug auf die Buchstaben b und c kann, sofern besondere Umstände dies erfordern (z.B. wenn Treibstofflieferanten nicht sämtliche vorgeschriebenen Daten für eine bestimmte Methode liefern können), die Liste der angewendeten Methoden eine Liste der für besondere Flugplätze geltenden Abweichungen von der allgemeinen Methodik enthalten.

2.2. Treibstoffverbrauch

Der Treibstoffverbrauch wird ausgedrückt als der im Berichtszeitraum verbrauchte Treibstoff in Masseneinheiten (Tonnen).

Der Treibstoffverbrauch wird für jeden Flug und für jeden Treibstoff überwacht und umfasst auch Treibstoffe, die vom Hilfsmotor verbraucht werden (gemäß der untenstehenden Berechnungsformel). Die getankte Treibstoffmenge kann anhand der vom Treibstofflieferanten gemessenen Menge bestimmt werden, die auf den Lieferscheinen oder Rechnungen für jeden Flug verzeichnet ist. Alternativ kann die getankte Treibstoffmenge auch durch die Bordmesssysteme des Luftfahrzeugs bestimmt werden. Es werden die Daten herangezogen, die vom Treibstofflieferanten gemeldet werden oder die in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage oder im technischen Log des Luftfahrzeugs aufgezeichnet sind oder die vom Luftfahrzeug an den Luftfahrzeugbetreiber elektronisch übermittelt werden. Die Treibstoffmenge im Tank kann durch die Bordmesssysteme des Luftfahrzeugs bestimmt und in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage oder im technischen Log des Luftfahrzeugs aufgezeichnet oder vom Luftfahrzeug an den Luftfahrzeugbetreiber elektronisch übermittelt werden.

Der Betreiber wählt diejenige Methode, die die vollständigsten und aktuellsten Daten mit dem niedrigsten Unsicherheitsgrad liefert, ohne unverhältnismäßige Kosten zu verursachen.

2.2.1. Berechnungsformeln

Der tatsächliche Treibstoffverbrauch wird anhand einer der beiden folgenden Methoden berechnet:

Methode A

Hierbei findet folgende Formel Anwendung:

Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug (Tonnen) = Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den betreffenden Flug (Tonnen) - Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks nach abgeschlossener Betankung für den Folgeflug (Tonnen) + Treibstoffbetankung für diesen Folgeflug (Tonnen)

Findet keine Betankung für den Flug oder den Folgeflug statt, so wird die Treibstoffmenge in den Luftfahrzeugtanks beim Blockoff für den Flug bzw. den Folgeflug bestimmt. Im Ausnahmefall, dass ein Luftfahrzeug nach dem Flug, für den der Treibstoffverbrauch überwacht wird, andere Tätigkeiten als einen Flug ausführt (z.B. größere 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.

Methode B

Hierbei findet folgende Formel Anwendung:

Tatsächlicher Treibstoffverbrauch für jeden Flug (Tonnen) = beim Blockon am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge (Tonnen) + Treibstoffbetankung für den Flug (Tonnen) - beim Blockon am Ende des Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebene Treibstoffmenge (Tonnen)

Der Blockon kann als der Zeitpunkt angesehen werden, zu dem die Motoren abgestellt werden. Hat das Luftfahrzeug vor dem Flug, dessen Treibstoffverbrauch gemessen wird, keinen Flug ausgeführt, so kann der Luftfahrzeugbetreiber anstelle der 'beim Blockon am Ende des vorangegangenen Flugs in den Luftfahrzeugtanks verbliebenen Treibstoffmenge' die am Ende der vorangegangenen Tätigkeit in den Luftfahrzeugtanks verbliebene, in den technischen Logs aufgezeichnete Treibstoffmenge angeben.

2.2.2. Quantifizierungsanforderungen

Ebene 1

Der Treibstoffverbrauch während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5,0 % bestimmt.

Ebene 2

Der Treibstoffverbrauch während des Berichtszeitraums wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

Luftfahrzeugbetreiber, die in der vorangegangenen Handelsperiode durchschnittliche Jahresemissionen (oder einen konservativen Schätz- oder Prognosewert, wenn keine Emissionsberichte vorliegen oder nicht mehr gültig sind) von 50 Kilotonnen fossilem CO₂ oder weniger gemeldet haben, wenden als Minimum Ebene 1 für emissionsstarke Stoffströme an. Alle anderen Luftfahrzeugbetreiber wenden Ebene 2 für emissionsstarke Stoffströme an.

2.2.3. Brennstoffdichte

Wird die getankte oder die in den Tanks verbliebene Treibstoffmenge in Volumeneinheiten (Liter oder m3) bestimmt, so wandelt der Luftfahrzeugbetreiber diese Menge anhand von realen Dichtewerten von Volumen in Masse um. Reale Dichte ist die in kg/Liter ausgedrückte, für die herrschende Temperatur bei der jeweiligen Messung bestimmte Dichte. Können keine Bordmesssysteme verwendet werden, so ist die reale Dichte die vom Treibstofflieferanten bei der Betankung bestimmte und auf der Rechnung bzw. dem Lieferschein verzeichnete Dichte. Liegen keine solchen Angaben vor, so wird die reale Dichte unter Verwendung von Standardtabellen für die Dichte-Temperatur-Korrelation anhand der vom Treibstofflieferanten mitgeteilten oder für den Flugplatz der Betankung spezifizierten Temperatur des Treibstoffs bei der Betankung bestimmt. Nur in Fällen, in denen der zuständigen Behörde nachgewiesen wird, dass keine realen Werte vorliegen, wird ein Standarddichtefaktor von 0,8 kg/Liter angewendet.

2.3. Emissionsfaktor

Für jeden Flugtreibstoff werden die folgenden als t CO₂/t Treibstoff ausgedrückten Referenzfaktoren verwendet, die auf den in Anhang I Abschnitt 11 als Referenz angegebenen unteren Heizwerten und Emissionsfaktoren basieren.

Tabelle 1 : Emissionsfaktoren für Flugtreibstoffe

Für die Berichterstattung wird dieses Konzept als Ebene 1 angesehen.

Für alternative Treibstoffe, für die keine Referenzwerte definiert wurden, werden tätigkeitsspezifische Emissionsfaktoren, wie in Anhang I Abschnitte 5.5 und 13 spezifiziert, bestimmt. In solchen Fällen wird der untere Heizwert als Memo-Item bestimmt und gemeldet. Enthält der alternative Treibstoff Biomasse, so gelten die in Anhang I festgelegten Überwachungs- und Berichterstattungsanforderungen betreffend den Biomasseanteil.

Für kommerziell gehandelte Treibstoffe können der Emissionsfaktor bzw. der dem Emissionsfaktor zugrunde liegende Kohlenstoffgehalt, der Biomasseanteil und der untere Heizwert aus den vom Treibstofflieferanten vorgelegten Rechnungsunterlagen für den betreffenden Treibstoff hergeleitet werden, vorausgesetzt die Berechnung erfolgt auf Basis von akzeptierten internationalen Normen.

3. Unsicherheitsbewertung

Der Luftfahrzeugbetreiber muss sich bei der Emissionsberechnung über die wichtigsten Unsicherheitsquellen im Klaren sein. Luftfahrzeugbetreiber sind nicht verpflichtet, eine ausführliche Unsicherheitsbewertung im Sinne von Anhang I Abschnitt 7.1 durchzuführen, sofern sie die Unsicherheitsquellen und den entsprechenden Unsicherheitsgrad angeben. Diese Angabe wird bei der Wahl der Überwachungsmethodik gemäß Abschnitt 2.2. herangezogen.

Wird die getankte Menge ausschließlich anhand der in Rechnung gestellten Treibstoffmenge oder anderer relevanter Informationen des Treibstofflieferanten wie Lieferscheine je Betankung und Flug bestimmt, so braucht für den entsprechenden Unsicherheitsgrad kein weiterer Nachweis erbracht zu werden.

Wird die getankte Menge anhand von Bordsystemen gemessen, so muss der den Treibstoffmesswerten entsprechende Unsicherheitsgrad durch Eichscheine bestätigt werden. Liegen keine Eichscheine vor, so sind die Luftfahrzeugbetreiber verpflichtet,

• die Spezifikationen des Luftfahrzeugherstellers für die Bestimmung des Unsicherheitsgrads von Bordsystemen für die Treibstoffmessung vorzulegen, und
• den Nachweis zu erbringen, dass das einwandfreie Funktionieren der Treibstoffmesssysteme routinemäßig kontrolliert wird.

Unsicherheiten in Bezug auf alle anderen Elemente der Überwachungsmethodik können durch konservative Sachverständigenbeurteilung bestimmt werden, wobei der geschätzten Anzahl Flüge während des Berichtszeitraums Rechnung zu tragen ist. Die kumulative Wirkung der Elemente des Messsystems auf die Unsicherheit der jährlichen Tätigkeitsdaten muss nicht berücksichtigt werden.

Der Luftfahrzeugbetreiber nimmt regelmäßig Gegenprüfungen der auf den Rechnungen angegebenen Betankungsmenge und der durch Bordmesssysteme bestimmten Betankungsmenge vor und ergreift bei Feststellung von Abweichungen Korrekturmaßnahmen im Sinne von Abschnitt 10.3.5.

4. Vereinfachte Verfahren für Kleinemittenten

Luftfahrzeugbetreiber, die in drei aufeinander folgenden Viermonatszeiträumen weniger als 243 Flüge je Zeitraum operieren sowie Luftfahrzeugbetreiber, die Flüge mit einer jährlichen Gesamtemission von weniger als 10.000 Tonnen CO₂/Jahr operieren, gelten als Kleinemittenten.

Luftfahrzeugbetreiber, bei denen es sich um Kleinemittenten handelt, können ihren Treibstoffverbrauch anhand von Eurocontrol-Instrumenten oder von Instrumenten einer anderen relevanten Organisation schätzen, die in der Lage sind, alle maßgeblichen Luftverkehrsinformationen wie Eurocontrol-Daten zu verarbeiten. 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.

Ein Luftfahrzeugbetreiber, der von dem vereinfachten Verfahren Gebrauch macht und den Schwellenwert für Kleinemittenten in einem Berichtsjahr überschreitet, teilt dies der zuständigen Behörde mit. Falls der Luftfahrzeugbetreiber der zuständigen Behörde nicht nachweist, dass der Schwellenwert ab den nachfolgenden Berichtszeiträumen nicht mehr überschritten wird, muss der Luftfahrzeugbetreiber sein Monitoringkonzept aktualisieren und die in den Abschnitten 2 und 3 festgelegten Überwachungsanforderungen erfüllen. Das überarbeitete Monitoringkonzept wird der zuständigen Behörde unverzüglich zur Genehmigung vorgelegt.

5. Ansätze bei Datenlücken

Der Luftfahrzeugbetreiber trifft alle erforderlichen Vorkehrungen und führt gemäß Anhang I Abschnitte 10.2 bis 10.3 dieser Monitoring-Leitlinien Kontrollen durch, um Datenlücken zu vermeiden.

Stellen eine zuständige Behörde, ein Luftfahrzeugbetreiber oder eine Prüfstelle fest, dass bei einem unter Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallenden Flug ein Teil der zur Emissionsbestimmung erforderlichen Daten fehlt, und zwar aufgrund von Umständen, die außerhalb der Kontrolle des Luftfahrzeugbetreibers liegen, und können diese Daten nicht nach einer im Monitoringkonzept vorgesehenen Alternativmethode ermittelt werden, so kann der Luftfahrzeugbetreiber die Emissionen für diesen Flug anhand der Instrumente gemäß Abschnitt 4 schätzen. Die Emissionsmenge, bei der ein solcher Ansatz Anwendung findet, ist im jährlichen Emissionsbericht anzugeben.

6. Monitoringkonzept

Die Luftfahrzeugbetreiber legen der zuständigen Behörde ihre Überwachungspläne spätestens vier Monate vor Beginn des ersten Berichtszeitraums zur Genehmigung vor.

Die zuständige Behörde trägt dafür Sorge, dass der Luftfahrzeugbetreiber den Überwachungsplan vor Beginn jedes Handelszeitraums überprüft und gegebenenfalls einen überarbeiteten Plan vorlegt. Nach Vorlage des Überwachungsplans für die Emissionsberichterstattung ab 1. Januar 2010 wird der Plan vor Beginn des 2013 anlaufenden Handelszeitraums überprüft.

Dabei prüft der Luftfahrzeugbetreiber zur Zufriedenheit der zuständigen Behörde, ob die Überwachungsmethodik geändert werden kann, um die Qualität der berichteten Daten zu verbessern, ohne dass dies zu unverhältnismäßig hohen Kosten führt. Etwaige Vorschläge zur Änderung der Überwachungsmethodik werden der zuständigen Behörde mitgeteilt. Wesentliche Änderungen der Überwachungsmethodik, die eine Aktualisierung des Überwachungsplans erforderlich machen, müssen von der zuständigen Behörde genehmigt werden. Wesentliche Änderungen umfassen unter anderem

• eine Änderung der durchschnittlichen berichteten Jahresemissionen, die erfordert, dass der Luftfahrzeugbetreiber eine andere als die in Abschnitt 2.2.2 vorgesehene Ebene anwenden muss;
• eine Änderung der Zahl der Flüge oder der Gesamtjahresemissionen, die dazu führt, dass der Luftfahrzeugbetreiber die Schwelle für Kleinemittenten gemäß Abschnitt 4 überschreitet;
• wesentliche Änderungen der Art der verwendeten Treibstoffe.

Abweichend von Anhang I Abschnitt 4.3 muss der Überwachungsplan folgende Angaben enthalten:

Für alle Luftfahrzeugbetreiber:

(1) Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers, Rufzeichen oder sonstige für die Luftverkehrskontrolle verwendete individuelle Kennung, Kontaktangaben des Luftfahrzeugbetreibers und eines Bevollmächtigten, Kontaktanschrift;

(2) Kennnummer der Fassung des Überwachungsplans;

(3) eine erste Liste der Luftfahrzeugtypen in der Flotte, die zum Zeitpunkt der Vorlage des Überwachungsplans operierten, und Zahl der Luftfahrzeuge je Typ, sowie eine vorläufige Liste weiterer Luftfahrzeugtypen, die voraussichtlich verwendet werden, einschließlich, soweit vorhanden, die geschätzte Zahl der Luftfahrzeuge je Typ sowie die jedem Luftfahrzeugtyp zugeordneten Treibstoffströme (Treibstoffarten);

(4) eine Beschreibung der Verfahren, Systeme und Zuständigkeiten für die Kontrolle der Vollständigkeit der Liste der Emissionsquellen im Überwachungsjahr, damit sichergestellt werden kann, dass die Emissionen der eigenen und geleaster Luftfahrzeuge vollständig überwacht und berichtet werden;

(5) eine Beschreibung der Verfahren zur Überwachung der Vollständigkeit der Liste von Flügen, die unter der individuellen Kennung operiert werden, aufgeschlüsselt nach Flugplatzpaaren, und die Verfahren zur Bestimmung, ob Flüge unter Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen; dabei ist auf Vollständigkeit zu achten und Doppelzählungen sind zu vermeiden;

(6) eine Beschreibung der Datenerfassungs- und Datenbearbeitungstätigkeiten und der Kontrolltätigkeiten, der Qualitätskontroll- und Qualitätssicherungstätigkeiten, einschließlich Wartung und Eichung der Messgeräte (siehe Anhang I Abschnitt 10.3);

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

Zusätzlich zu den Vorgaben gemäß den Nummern 1 bis 7 muss der Überwachungsplan für alle Luftfahrzeugbetreiber, ausgenommen Kleinemittenten, die auf das vereinfachte Verfahren gemäß Abschnitt 4 zurückgreifen wollen, folgende Angaben enthalten:

(8) eine Beschreibung der Methoden zur Überwachung des Treibstoffverbrauchs eigener und geleaster Luftfahrzeuge, einschließlich

1. der gewählten Methodik (Methode a oder Methode B) für die Berechnung des Treibstoffverbrauchs; wird eine Methode nicht auf alle Luftfahrzeugtypen angewandt, so ist dies zu begründen, und es ist eine Liste beizufügen, aus der hervorgeht, welche Methode unter welchen Bedingungen angewandt wird;
2. der Verfahren zur Messung der getankten und der in den Tanks vorhandenen Menge Treibstoff, einschließlich der gewählten Ebenen, einer Beschreibung der verwendeten Messinstrumente und der Verfahren für die Aufzeichnung, das Abrufen, die Übermittlung bzw. die Speicherung der Messdaten;
3. eines Verfahren, mit dem sichergestellt werden soll, dass die Gesamtunsicherheit der Treibstoffmessungen den Anforderungen der gewählten Ebenen genügt; dabei ist auf Eichscheine für Messsysteme, nationale Gesetze, Klauseln in Kundenverträgen oder auf Genauigkeitsstandards von Treibstofflieferanten zu verweisen;

(9) die Verfahren für die Messung der Dichte der getankten Menge und der in den Tanks vorhandenen Menge Treibstoff, einschließlich einer Beschreibung der verwendeten Messinstrumente oder - wenn eine Messung nicht möglich ist - des verwendeten Standardwertes sowie der Gründe für dieses Vorgehen;

(10) die für die einzelnen Treibstofftypen verwendeten Emissionsfaktoren oder - bei alternativen Treibstoffen - die Methodik für die Bestimmung der Emissionsfaktoren, einschließlich des Ansatzes für Probenahmen, Analysemethoden, eine Beschreibung der in Anspruch genommenen Laboratorien und ihrer Akkreditierung und/oder Qualitätssicherungsverfahren.

Zusätzlich zu den Vorgaben gemäß den Nummern 1 bis 7 muss der Überwachungsplan im Falle von Kleinemittenten, die auf das vereinfachte Verfahren gemäß Abschnitt 4 zurückgreifen wollen, folgende Angaben enthalten;

(11) den Nachweis, dass die Schwellenwerte für Kleinemittenten gemäß Abschnitt 4 erfüllt sind;

(12) Angaben darüber, welches Instrument gemäß Abschnitt 4 verwendet wird, einschließlich einer Beschreibung dieses Instruments.

Die zuständige Behörde kann den Luftfahrzeugbetreiber verpflichten, für die Übermittlung des Überwachungsplans eine elektronische Vorlage zu verwenden. Die Kommission kann eine elektronische Standardvorlage oder eine Spezifikation für ein Dateiformat veröffentlichen. In diesem Falle muss die zuständige Behörde akzeptieren, dass Luftfahrzeugbetreiber diese Vorlage oder diese Spezifikation verwenden, es sei denn, die Vorlage der zuständigen Behörde verlangt zumindest dieselben Angaben.

7. Berichtsformat

Für die Berichterstattung über ihre Jahresemissionen verwenden die Luftfahrzeugbetreiber das Format gemäß Abschnitt 8. Die zuständige Behörde kann Luftfahrzeugbetreiber verpflichten, zur Übermittlung des jährlichen Emissionsberichts eine elektronische Vorlage zu verwenden. Die Kommission kann eine elektronische Standardvorlage oder eine Spezifikation für ein Dateiformat veröffentlichen. In diesem Falle muss die zuständige Behörde akzeptieren, dass Luftfahrzeugbetreiber diese Vorlage oder diese Spezifikation verwenden, es sei denn, die Vorlage der zuständigen Behörde verlangt zumindest dieselben Angaben.

Emissionen werden als gerundete Tonnen CO₂ mitgeteilt. Emissionsfaktoren werden nur auf Dezimalstellen gerundet, die sowohl für die Emissionsberechnungen als auch für Berichterstattungszwecke signifikant sind. Zur Berechnung des Treibstoffverbrauchs je Flug werden alle signifikanten Dezimalstellen verwendet.

8. Inhalt des jährlichen Emissionsberichts

Die Luftfahrzeugbetreiber nehmen die folgenden Angaben in ihre jährlichen Emissionsberichte auf:

(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) das Berichtsjahr;

(4) die Bezugsnummer und die Nummer der Fassung des entsprechenden genehmigten Überwachungsplans;

(5) maßgebliche Änderungen der Vorgänge und Abweichungen vom genehmigten Überwachungsplan während des Berichtszeitraums;

(6) die Zulassungsnummern und typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten der Luftverkehrsbetreiber gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG verwendeten Luftfahrzeuge;

(7) die Gesamtzahl der im Bericht erfassten Flüge;

(8) die Daten gemäß Tabelle 2;

(9) Memo-Items: die Menge der während des Berichtsjahres als Treibstoff verwendeten Biomasse (in Tonnen oder m³), nach Treibstoffarten.

Tabelle 2 : Berichtsformat für die Jahresemissionen aus Luftverkehrstätigkeiten

Jeder Luftfahrzeugbetreiber fügt seinem jährlichen Emissionsbericht einen Anhang mit folgenden Angaben bei:

• Jahresemissionen und jährliche Anzahl von Flügen je Flugplatzpaar.

Die Luftfahrzeugbetreiber können verlangen, dass der genannte Anhang vertraulich behandelt wird.

9. Prüfung

Zusätzlich zu den Prüfungsanforderungen gemäß Anhang I Abschnitt 10.4 berücksichtigt die Prüfstelle Folgendes:

• die Vollständigkeit der Flug- und Emissionsdaten gemessen an Luftverkehrsdaten wie beispielsweise Eurocontrol-Daten;
• die Übereinstimmung zwischen berichteten Daten und den Angaben in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage;
• die Übereinstimmung zwischen den aggregierten Daten über den Treibstoffverbrauch und den Daten über den Treibstoffkauf oder die anderweitige Versorgung des für die Luftverkehrstätigkeit eingesetzten Luftfahrzeugs mit Treibstoff.

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1. Einleitung

Dieser Anhang enthält die allgemeinen Leitlinien für die Überwachung, Berichterstattung und Prüfung betreffend Tonnenkilometerdaten für die Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG .

Anhang I betrifft die Überwachung, Berichterstattung bzw. Prüfung von Tonnenkilometerdaten. Entsprechend sind die Verweise auf Emissionen als Verweise auf Tonnenkilometerdaten zu lesen. Die Abschnitte 4.1, 4.2, 5.1, 5.3 bis 5.7, 6 bis 7 und 11 bis 16 von Anhang I gelten nicht für Tonnenkilometerdaten.

2. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von und Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten aus Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG . Erfasst werden alle Flüge gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG, die von einem Luftfahrzeugbetreiber während des Berichtszeitraums durchgeführt wurden.

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 (Air Traffic Control, ATC) verwendete Rufzeichen verwendet. Das Rufzeichen ist die ICAO-Kennung in Feld 7 des Flugplans oder, falls nicht verfügbar, das Zulassungskennzeichen des Luftfahrzeugs. Ist die Identität des Luftfahrzeugbetreibers nicht bekannt, so wird der Eigentümer des Luftfahrzeugs als Luftfahrzeugbetreiber angesehen, es sei denn, er weist der zuständigen Behörde nach, wer der Luftfahrzeugbetreiber war.

3. Das Monitoringkonzept

Gemäß Artikel 3g der Richtlinie 2003/87/EG übermittelt jeder Luftfahrzeugbetreiber einen Überwachungsplan, in dem Maßnahmen zur Überwachung und Berichterstattung betreffend die Tonnenkilometerdaten enthalten sind.

Die Luftfahrzeugbetreiber legen der zuständigen Behörde ihre Überwachungspläne spätestens vier Monate vor Beginn des ersten Berichtszeitraums zur Genehmigung vor.

Der Luftfahrzeugbetreiber legt im Überwachungsplan fest, welche Überwachungsmethodik für jeden Luftfahrzeugtyp verwendet wird. Plant der Luftfahrzeugbetreiber, geleaste oder sonstige Luftfahrzeuge eines Typs zu verwenden, der zum Zeitpunkt der Einreichung bei der zuständigen Behörde im Überwachungsplan noch nicht enthalten ist, so beschreibt er im Überwachungsplan das Verfahren, nach dem die Überwachungsmethodik für diese zusätzlichen Luftfahrzeugtypen festgelegt werden soll. Der Luftfahrzeugbetreiber gewährleistet, dass die einmal gewählte Überwachungsmethodik konsequent angewendet wird.

Abweichend von Anhang I Abschnitt 4.3 enthält der Überwachungsplan folgende Angaben:

(1) Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers, das Rufzeichen oder eine sonstige zum Zwecke der Luftverkehrskontrolle verwendete individuelle Kennung, Kontaktangaben des Luftfahrzeugbetreibers und eines Bevollmächtigten, Kontaktanschrift;

(2) die Kennnummer der Fassung des Überwachungsplans;

(3) eine erste Liste der Luftfahrzeugtypen in der Flotte, die zum Zeitpunkt der Vorlage des Überwachungsplans operierten, und die Zahl der Luftfahrzeuge je Typ, sowie eine vorläufige Liste weiterer Luftfahrzeugtypen, die voraussichtlich verwendet werden, einschließlich, soweit vorhanden, die geschätzte Zahl der Luftfahrzeuge je Typ;

(4) eine Beschreibung der Verfahren, Systeme und Zuständigkeiten für die Kontrolle der Vollständigkeit der Liste der im Überwachungsjahr eingesetzten Luftfahrzeuge, damit sichergestellt werden kann, dass die Tonnenkilometerdaten der eigenen und geleaster Luftfahrzeuge vollständig überwacht und berichtet werden;

(5) eine Beschreibung der Verfahren zur Überwachung der Vollständigkeit der Liste von Flügen, die unter der individuellen Kennung operiert werden, aufgeschlüsselt nach Flugplatzpaaren, sowie die Verfahren zur Bestimmung, ob Flüge unter Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG fallen; dabei ist auf Vollständigkeit zu achten und Doppelzählungen sind zu vermeiden;

(6) eine Beschreibung der Datenerfassungs- und Datenbearbeitungstätigkeiten und der Kontrolltätigkeiten gemäß Anhang I Abschnitt 10.3;

(7) gegebenenfalls Informationen über relevante Verbindungen zu Tätigkeiten im Rahmen eines Qualitätsmanagementsystems, insbesondere in Bezug auf Verfahren und Kontrollen, die gegebenenfalls für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Tonnenkilometerdaten von Belang sind;

(8) eine Beschreibung der Methoden zur Bestimmung der Tonnenkilometerdaten je Flug, einschließlich

1. der Verfahren, Zuständigkeiten, Datenquellen und Berechnungsformeln zur Bestimmung und Aufzeichnung der Flugstrecke je Flugplatzpaar;
2. der Angabe, ob eine Standardmasse von 100 kg je Fluggast (Ebene 1) oder die Fluggastmasse aus den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage (Ebene 2) zugrunde gelegt wird. Bei Ebene 2 ist eine Beschreibung des Verfahrens für die Berechnung der Fluggastmasse beizufügen;
3. eine Beschreibung der Verfahren zur Bestimmung der Fracht- und Postmasse;
4. eine Beschreibung der Messgeräte zur Messung der Fluggast-, Fracht- bzw. Postmasse.

Die zuständige Behörde kann den Luftfahrzeugbetreiber verpflichten, für die Übermittlung des Überwachungsplans eine elektronische Vorlage zu verwenden. Die Kommission kann eine elektronische Standardvorlage oder eine Spezifikation für ein Dateiformat veröffentlichen. In diesem Falle muss die zuständige Behörde akzeptieren, dass Luftfahrzeugbetreiber diese Vorlage oder diese Spezifikation verwenden, es sei denn, die Vorlage der zuständigen Behörden verlangt zumindest dieselben Angaben.

4. Methodik zur Berechnung von Tonnenkilometerdaten

4.1. Berechnungsformel

Die Luftfahrzeugbetreiber überwachen und berichten Tonnenkilometerdaten nach einer Berechnungsmethode mit folgender Formel:

Tonnenkilometer (t km) = Flugstrecke (km) * Nutzlast (t)

4.2. Flugstrecke

Die Flugstrecke wird nach folgender Formel berechnet: Flugstrecke [km] = Großkreisentfernung [km] + 95 km

Die Großkreisentfernung wird definiert als kürzeste 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 derartige AIP-Daten nutzenden Quelle entnommen.

Mittels Software oder von Dritten berechnete Flugstrecken können ebenfalls herangezogen werden, vorausgesetzt, die Berechnungsmethode beruht auf der genannten Formel und auf AIP-Daten.

4.3. Nutzlast

Die Nutzlast wird nach folgender Formel berechnet:

Nutzlast (t) = Fracht- und Postmasse (t) + Fluggastmasse plus aufgegebenes Gepäck (t)

4.3.1. Fracht- und Postmasse

Zur Berechnung der Nutzlast wird die tatsächliche Masse oder die Standardmasse in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage für die betreffenden Flüge verwendet. Luftfahrzeugbetreiber, die keine Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage haben müssen, schlagen der zuständigen Behörde eine geeignete Methode für die Bestimmung von Masse und Schwerpunktlage im Überwachungsplan zur Genehmigung vor.

Die tatsächliche Fracht- und Postmasse schließt das Taragewicht sämtlicher Paletten und Container, die nicht zur Nutzlast gehören, sowie die Leermasse aus.

4.3.2. Masse für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck

Die Luftfahrzeugbetreiber können zur Bestimmung der Fluggastmasse eine von zwei unterschiedlichen Ebenen anwenden. Sie können als Minimum für die Bestimmung der Masse für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck Ebene 1 wählen. Die gewählte Ebene gilt innerhalb ein und desselben Handelszeitraums für alle Flüge.

Ebene 1

Es wird ein Standardwert von 100 kg je Fluggast plus aufgegebenes Gepäck zugrunde gelegt

Ebene 2

Es wird die in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage jedes Flugs angegebene Masse für Fluggäste plus aufgegebenes Gepäck herangezogen.

5. Unsicherheitsbewertung

Der Luftfahrzeugbetreiber muss sich bei der Berechnung der Tonnenkilometerdaten über die wichtigsten Unsicherheitsquellen im Klaren sein. Luftfahrzeugbetreiber sind nicht verpflichtet, als Teil der Methodik zur Berechnung der Tonnenkilometerdaten eine ausführliche Unsicherheitsbewertung im Sinne von Anhang I Abschnitt 7 vorzunehmen.

Der Luftfahrzeugbetreiber nimmt regelmäßig Gegenprüfungen im Sinne von Anhang I Abschnitte 10.2 und 10.3 vor und trifft bei Feststellung von Abweichungen unverzüglich Korrekturmaßnahmen im Sinne von Abschnitt 10.3.5.

6. Berichterstattung

Die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten ist für die Zwecke der Anträge gemäß den Artikeln 3e und 3f der Richtlinie 2003/87/EG und nur für die darin vorgesehenen Überwachungsjahre verbindlich.

Die Luftfahrzeugbetreiber verwenden für die Berichterstattung über Tonnenkilometerdaten das Format gemäß Abschnitt 7. Die zuständige Behörde kann Luftfahrzeugbetreiber verpflichten, für die Übermittlung der Tonnenkilometerdaten eine elektronische Vorlage zu verwenden. Die Kommission kann eine elektronische Standardvorlage oder eine Spezifikation für ein Dateiformat veröffentlichen. In diesem Falle muss die zuständige Behörde akzeptieren, dass Luftfahrzeugbetreiber diese Vorlage oder diese Spezifikation verwenden, es sei denn, die Vorlage der zuständigen Behörden verlangt zumindest dieselben Angaben.

Tonnenkilometerdaten werden als gerundete Werte von [t km] mitgeteilt. Für die Berechnung werden alle Daten über den betreffenden Flug mit allen signifikanten Dezimalstellen verwendet.

7. Inhalt des Berichts über Tonnenkilometerdaten

Jeder Luftfahrzeugbetreiber nimmt in seinen Bericht folgende Informationen über Tonnenkilometerdaten auf:

(1) Angaben zur Identifizierung des Luftfahrzeugbetreibers gemäß Anhang IV der Richtlinie 2003/87/EG und das Rufzeichen oder eine andere für Zwecke der Luftverkehrskontrolle verwendete individuelle Kennung sowie relevante Kontaktangaben;

(2) Name und Anschrift der für die Prüfung des Berichts zuständigen Prüfstelle;

(3) das Berichtsjahr;

(4) Bezugsnummer und Nummer der Fassung des relevanten genehmigten Überwachungsplans;

(5) relevante Änderungen der Vorgänge und Abweichungen vom genehmigten Überwachungsplan während des Berichtszeitraums;

(6) die Zulassungsnummern und typen der im Berichtszeitraum zur Ausführung der Luftverkehrstätigkeiten der Luftverkehrsbetreiber gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG verwendeten Luftfahrzeuge;

(7) die gewählte Methode für die Berechnung der Massen für die Fluggäste und das aufgegebene Gepäck sowie für Fracht und Post;

(8) die Gesamtzahl der Fluggast- und Tonnenkilometer für alle Flüge, die in dem Berichtsjahr operiert wurden und unter die Luftverkehrstätigkeiten gemäß Anhang I fallen;

(9) für jedes Flugplatzpaar: ICAO-Kennung der beiden Flugplätze, Flugstrecke (= Großkreisentfernung + 95 km) in km, Gesamtzahl der Flüge je Flugplatzpaar im Berichtszeitraum, Gesamtmassen für Fluggäste und aufgegebenes Gepäck (Tonnen) im Berichtszeitraum je Flugplatzpaar, Gesamtzahl der Fluggäste im Berichtszeitraum, Gesamtzahl der Fluggäste * Kilometer je Flugplatzpaar, Gesamtmassen für Fracht und Post (Tonnen) im Berichtszeitraum je Flugplatzpaar, Gesamttonnenkilometer je Flugplatzpaar (t km).

8. Prüfung

Zusätzlich zu den Anforderungen gemäß Anhang I Abschnitt 10.4 berücksichtigt die Prüfstelle Folgendes:

• die Vollständigkeit der Flug- und Tonnenkilometerdaten gemessen an Luftverkehrsdaten beispielsweise von Eurocontrol, um sicherzustellen, dass im Bericht des Betreibers nur in Frage kommende Flüge berücksichtigt wurden;
• die Übereinstimmung der berichteten Daten mit den Angaben in den Unterlagen über Masse und Schwerpunktlage.

Für Tonnenkilometerdaten liegt der Wesentlichkeitsgrad bei 5 %.

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die tätigkeitsspezifischen Leitlinien in diesem Anhang gelten für die Überwachung der Emissionen aus der Abscheidung von CO₂.

Die CO₂ -Abscheidung kann entweder durch eigenständige Anlagen, an die CO₂ aus anderen Anlagen weitergeleitet wird, oder durch Anlagen erfolgen, in denen Tätigkeiten durchgeführt werden, bei denen das CO₂ emittiert wird, das im Rahmen derselben Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen abgeschieden werden soll. Die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen schließt sämtliche Anlagenteile ein, die mit der Abscheidung, der Zwischenspeicherung und der Weiterleitung zu einem CO₂ -Transportnetz oder einer Stätte für die geologische Speicherung von CO₂ in Zusammenhang stehen. Führt die Anlage andere Tätigkeiten durch, die unter die Richtlinie 2003/87/EG fallen, so werden die Emissionen aus diesen Tätigkeiten im Einklang mit den entsprechenden Anhängen dieser Leitlinien überwacht.

2. Emissionen aus der Abscheidung von CO₂

Bei der Abscheidung von CO₂ umfassen die potenziellen Quellen für CO₂ -Emissionen Folgendes:

• an Abscheidungsanlagen weitergeleitetes CO₂;
• Verbrennung und andere ähnliche Tätigkeiten in der Anlage (die im Zusammenhang mit der Abscheidung stehen), wie Verwendung von Brennstoff und Einsatzmaterial.

3. Quantifizierung des Weitergeleiteten und des emittierten CO₂

3.1. Quantifizierung auf Anlagenebene

Die Emissionen werden mittels einer vollständigen Massenbilanz berechnet, wobei die potenziellen CO₂-Emissionen aus allen emissionsrelevanten Prozessen in der Anlage sowie die Mengen abgeschiedenes und zum Transportnetz weitergeleitetes CO₂ werden.

Die Emissionen der Anlage werden nach folgender Formel berechnet:

E_{Abscheidungsanlage} = T_Input + E_{ohne Abscheidung}- T_{zu speichern}

Dabei sind

In den Fällen, in denen entstandenes CO₂ in derselben Anlage auch abgeschieden wird, ist T_Input gleich Null.

Bei reinen Abscheidungsanlagen ist E_{ohne Abscheidung} die Emissionsmenge, die aus anderen Quellen stammt als das CO₂, das zwecks Abscheidung zur Anlage weitergeleitet wird (z.B. Emissionen aus der Verbrennung aus Turbinen, Kompressoren, Heizungen). Diese Emissionen können im Einklang mit dem entsprechenden tätigkeitsspezifischen Anhang durch Berechnung oder Messung bestimmt werden.

Im Falle reiner Abscheidungsanlagen subtrahieren die Anlagen, die CO₂ zur Abscheidungsanlage weiterleiten, die Menge T_Input von ihren eigenen Emissionen.

3.2. Bestimmung von weitergeleitetem CO₂

Die Menge CO₂, die zu und aus einer Abscheidungsanlage weitergeleitet wird, wird gemäß Anhang I Abschnitt 5.7 mittels eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung nach Anhang XII bestimmt. Es wird mindestens die in Anhang XII definierte Ebene 4 angewandt. Nur wenn der zuständigen Behörde glaubhaft nachgewiesen wird, dass diese Ebene technisch nicht machbar ist, kann für die betreffende Emissionsquelle auf die nächst niedrigere Ebene zurückgegriffen werden.

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die Systemgrenzen für die Überwachung von Emissionen aus dem Transport von CO₂ in Pipelines und die Berichterstattung darüber sind in der dem Transportnetz erteilten Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen festgehalten, die alle funktional mit dem Transportnetz verbundenen Anlagen wie Verdichterstationen und Heizungen umfasst. Jedes Transportnetz weist mindestens einen Anfangspunkt und einen Endpunkt auf, der jeweils mit anderen Anlagen verbunden ist, die mindestens eine der Tätigkeiten Abscheidung, Transport oder geologische Speicherung von CO₂ durchführen. Die Anfangs- und Endpunkte können auch Abzweigungen der Transportnetze und Staatsgrenzen umfassen. Die Anfangs- und die Endpunkte sowie die Anlagen, mit denen sie verbunden sind, sind in der Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen festgehalten.

2. Quantifizierung von CO₂ -Emissionen

Während des Transports von CO₂ in der Pipeline umfassen die potenziellen Quellen für CO₂ -Emissionen Folgendes:

• Verbrennungs- und andere Prozesse in Anlagen, die funktional mit dem Transportnetz verbunden sind, wie Verdichterstationen;
• diffuse Emissionen aus dem Transportnetz;
• abgelassene Emissionen aus dem Transportnetz;
• Emissionen aus Leckagen im Transportnetz.

Zu der rechnerisch ermittelten Emissionsmenge eines Transportnetzes, für das das nachstehend genannte Verfahren B verwendet wird, wird weder das CO₂ addiert, das von anderen dem Emissionshandelssystem unterliegenden Anlagen empfangen wurde, noch wird das CO₂ subtrahiert, das an andere dem Emissionshandelssystem unterliegende Anlagen weitergeleitet wurde.

2.1. Methoden der Quantifizierung

Die Betreiber von Transportnetzen können eines der folgenden Verfahren wählen:

Verfahren A

Die Emissionen aus dem Transportnetz werden anhand der Massenbilanz nach folgender Formel bestimmt:

Dabei sind

Verfahren B

Die Emissionen werden unter Berücksichtigung der potenziellen CO₂ -Emissionen aus allen emissionsrelevanten Prozessen in der Anlage sowie der Mengen abgeschiedenes und zum Transportnetz weitergeleitetes CO₂ nach folgender Formel berechnet:

Emissionen [t CO₂ ] = CO_2diffus + CO_2abgelassen + CO_2Leckagen + CO_2Anlagen

Dabei sind

2.2. Quantifizierungsvorschriften

Bei der Entscheidung für Verfahren a oder B muss der Betreiber der zuständigen Behörde nachweisen, dass das gewählte Verfahren zu zuverlässigeren Ergebnissen mit einer geringeren Unsicherheit in Bezug auf die Gesamtemissionen führt und dass es zu dem Zeitpunkt, an dem die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen beantragt wurde, die beste verfügbare Technik und die besten verfügbaren Kenntnisse verwendet, ohne unverhältnismäßig hohe Kosten zu verursachen. Wählt der Betreiber das Verfahren B, so muss er der zuständigen Behörde glaubhaft nachweisen, dass die Gesamtunsicherheit für die jährliche Menge der Treibhausgasemissionen aus dem Transportnetz des Betreibers 7,5 % nicht übersteigt.

2.2.1. Besondere Vorschriften für das Verfahren A

Die Menge CO₂, die zu und aus einem Transportnetz weitergeleitet wird, wird gemäß Anhang I Abschnitt 5.7 mittels kontinuierlicher Emissionsmessung nach Anhang XII ermittelt. Es wird mindestens die in Anhang XII definierte Ebene 4 angewandt. Nur wenn der zuständigen Behörde glaubhaft nachgewiesen wird, dass diese Ebene technisch nicht machbar ist, kann für die betreffende Emissionsquelle auf die nächstniedrigere Ebene zurückgegriffen werden.

2.2.2.Besondere Vorschriften für das Verfahren B

2.2.2.1. Emissionen aus der Verbrennung

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

2.2.2.2. Diffuse Emissionen aus dem Transportnetz

Diffuse Emissionen schließen Emissionen aus folgenden Ausrüstungsarten ein:

• Dichtungen;
• Messgeräte;
• Ventile;
• Zwischenverdichterstationen;
• Zwischenspeicher.

Der Betreiber bestimmt vor Betriebsbeginn und spätestens am Ende des ersten Berichtsjahrs, in dem das Transportnetz in Betrieb ist, die mittleren Emissionsfaktoren EF (ausgedrückt in g CO₂/Zeiteinheit) je Ausrüstungsteil oder Ereignis, bei dem diffuse Emissionen zu erwarten sind. Er überprüft diese Faktoren mindestens alle fünf Jahre unter Berücksichtigung der in diesem Bereich besten verfügbaren Technik.

Zur Berechnung der Gesamtemissionen wird die Zahl der Ausrüstungsteile in jeder Kategorie mit den Emissionsfaktoren multipliziert, und anschließend werden die Ergebnisse für die einzelnen Kategorien nach der folgenden Gleichung addiert:

Die Zahl der Ereignisse ist die Zahl der betreffenden Ausrüstungsteile je Kategorie, multipliziert mit der Zahl Zeiteinheiten pro Jahr.

2.2.2.3. Emissionen aus Leckagen

Der Betreiber des Transportnetzes erbringt den Nachweis der Netzintegrität anhand repräsentativer (orts- und zeitbezogener) Temperatur- und Druckdaten. Geht aus den Daten hervor, dass es zu einer Leckage kam, so berechnet der Betreiber die ausgetretene Menge CO₂ mit einem geeigneten Verfahren, das im Monitoringkonzept dokumentiert ist und auf den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis beruht, z.B. auf der Grundlage von Differenzen bei Temperatur und Druck gegenüber den mittleren Druck- und Temperaturwerten bei gegebener Integrität.

2.2.2.4. Abgelassene Emissionen

Der Betreiber legt im Monitoringkonzept eine Untersuchung über potenzielle Fälle von abgelassenen Emissionen, einschließlich zur Wartung oder in Notfällen, sowie ein hinreichend dokumentiertes Verfahren für die Berechnung der abgelassenen Menge CO₂ vor, das auf den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis beruht.

2.2.2.5. Validierung der Berechnungsergebnisse für diffuse Emissionen und für Emissionen aus Leckagen

Da CO₂, das in das und aus dem Transportnetz weitergeleitet wird, aus kommerziellen Gründen auf jeden Fall überwacht wird, verwendet der Betreiber eines Transportnetzes das Verfahren A, um die Ergebnisse des Verfahrens B wenigstens einmal jährlich zu validieren. Für diesen Zweck können für die Messung von weitergeleitetem CO₂ niedrigere Ebenen nach der Definition in Anhang XII verwendet werden.

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1. Systemgrenzen

Die Systemgrenzen für die Überwachung von Emissionen aus der geologischen Speicherung von CO₂ und die Berichterstattung darüber sind spezifisch für die jeweilige Speicherstätte und beruhen auf der Abgrenzung der Speicherstätte und des Speicherkomplexes in der Genehmigung gemäß der Richtlinie 2009/31/EG. Sämtliche Emissionsquellen aus der CO₂ -Injektionsanlage sind in die Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen aufzunehmen. Werden Leckagen aus dem Speicherkomplex ermittelt und führen diese zu Emissionen oder zur Abgabe von CO₂ in die Wassersäule, so werden sie in die Emissionsquellen der jeweiligen Anlage aufgenommen, bis Korrekturmaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine Emissionen oder Abgaben von CO₂ in die Wassersäule aus dieser Leckage mehr festzustellen sind.

2. Bestimmung von CO₂ -Emissionen

Potenzielle Quellen für CO₂ -Emissionen aus der geologischen Speicherung von CO₂ umfassen Folgendes:

• Brennstoffeinsatz in Verdichteranlagen und andere Feuerungstätigkeiten z.B. in Kraftwerken der Speicherstätte;
• Ablassen bei der Injektion oder bei der tertiären Kohlenwasserstoffförderung;
• diffuse Emissionen bei der Injektion;
• austretendes CO₂ aus der tertiären Kohlenwasserstoffförderung;
• Leckagen.

Zur rechnerischen Emissionsmenge einer Speicherstätte wird weder das CO₂ addiert, das von einer anderen Anlage empfangen wurde, noch wird das CO₂ subtrahiert, das an eine andere Anlage weitergeleitet oder in der Speicherstätte geologisch gespeichert wurde.

2.1. Emissionen aus dem Einsatz von Brennstoffen

Die Emissionen aus der Verbrennung, die bei oberirdischen Tätigkeiten entstehen, werden nach Maßgabe von Anhang II bestimmt.

2.2. Abgelassene Emissionen und diffuse Emissionen aus der Injektion

Abgelassene Emissionen und diffuse Emissionen werden wie folgt bestimmt:

Emittiertes CO₂ [tCO₂ ] = V CO₂ [tCO₂ ] + F CO₂ [tCO₂ ]

Dabei sind

2.3. Abgelassene Emissionen und diffuse Emissionen aus der tertiären Kohlenwasserstoffgewinnung

Die Kombination der tertiären Kohlenwasserstoffgewinnung mit der geologischen Speicherung von CO₂ dürfte zu einer weiteren Emissionsquelle führen, insbesondere dadurch, dass CO₂ mit den gewonnenen Kohlenwasserstoffen austritt. Weitere Emissionsquellen aus der tertiären Kohlenwasserstoffgewinnung umfassen Folgendes:

• die Öl-Gas-Separatoren und die Gasrecycling-Anlage, in denen diffuse Emissionen von CO₂ auftreten können;
• den Fackelkopf, an dem Emissionen wegen des Einsatzes von Systemen für die kontinuierliche Reinigung und bei der Druckentspannung der Anlage zur Kohlenwasserstoffgewinnung auftreten können;
• das System für den CO₂ -Entzug, das ein Erlöschen der Fackel wegen hoher CO₂ -Konzentrationen verhindern soll.

Etwaige diffuse Emissionen werden in der Regel in ein Gasrückhaltesystem, zur Fackel oder zu einem System für den CO₂ -Entzug umgeleitet. Solche diffusen Emissionen oder beispielsweise aus Systemen für den CO₂ -Entzug abgelassenes CO₂ werden gemäß Abschnitt 2.2 dieses Anhangs bestimmt.

Emissionen aus dem Fackelkopf werden gemäß Anhang II unter Berücksichtigung des potenziell bereits im Fackelgas enthaltenen CO₂ bestimmt.

3. Leckage aus dem Speicherkomplex

Die Überwachung beginnt in dem Fall, dass eine Leckage Emissionen oder Abgaben in die Wassersäule bewirkt. Emissionen, die auf eine Abgabe von CO₂ in die Wassersäule zurückgehen, werden als der in die Wassersäule abgegebenen Menge entsprechend angesehen.

Emissionen oder Abgaben in die Wassersäule aus Leckagen werden so lange überwacht, bis Korrekturmaßnahmen gemäß Artikel 16 der Richtlinie 2009/31/EG getroffen wurden und keine Emissionen oder Abgaben in die Wassersäule mehr festgestellt werden können.

Emissionen und Abgaben in die Wassersäule werden wie folgt quantifiziert.

Dabei sind

Andere Methoden für die Quantifizierung der Emissionen oder Abgaben in die Wassersäule aus Leckagen können angewandt werden, sofern die zuständige Behörde sie zulässt, weil sie genauer sind als der vorgenannte Ansatz.

Die Menge der im Berichtszeitraum aus dem Speicherkomplex ausgetretenen Emissionen wird für jedes Leckageereignis mit einer zulässigen Gesamtunsicherheit von höchstens 7,5 % bestimmt. Übersteigt die Gesamtunsicherheit des gewählten Quantifizierungsverfahrens 7,5 %, so wird wie folgt eine Anpassung vorgenommen:

CO₂,_gemeldet [t CO₂ ] = CO₂,_{quantifiziert} [t CO₂ ] × (1 + (Unsicherheit_System [%]/100) - 0,075)

Dabei sind

.

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die tätigkeitsspezifischen Leitlinien in diesem Anhang gelten für Emissionen aus Anlagen zur Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG .

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Anlagen zur Herstellung von Soda und Natriumbicarbonat wird CO₂ u. a. aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

• Brennstoffe für Verbrennungsprozesse, z. B für die Heißwasser- oder Dampfbereitung,
• Rohstoffe (z.B. Abgas aus dem Brennen von Kalkstein, sofern es nicht für die Karbonisierung eingesetzt wird),
• Abgase aus Wasch- oder Filterschritten nach der Karbonisierung, sofern sie nicht für die Karbonisierung eingesetzt werden.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

Da Soda und Natriumbicarbonat Kohlenstoff enthalten, der aus dem Prozess-Input stammt, werden die Prozessemissionen nach einem Massenbilanzansatz gemäß Abschnitt 2.1.1 berechnet. Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen können entweder getrennt gemäß Abschnitt 2.1.2 überwacht oder in den Massenbilanzansatz einbezogen werden.

2.1.1. Massenbilanzansatz

Beim Massenbilanzansatz wird zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen einer Anlage im Berichtszeitraum der gesamte Kohlenstoffgehalt des Einsatzmaterials (Input), der Bestände, Produkte und anderen Exporte berücksichtigt, mit Ausnahme von Emissionsquellen, die gemäß Abschnitt 2.1.2 dieses Anhangs überwacht werden. Die für die Herstellung von Natriumbicarbonat aus Soda verwendete Menge CO₂ gilt als emittiert. Es ist die nachstehende Formel zu verwenden:

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

Dabei sind:

• Input [t C]: der gesamte in die Grenzen der Anlage eingehende Kohlenstoff,
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff ¹, 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 in flüssiger und/oder fester Form verlässt, z.B. durch Einleitung in die Kanalisation, Ablagerung auf einer Deponie oder bei Verlusten. Die Freisetzung von Treibhausgasen oder von Kohlenmonoxid in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Grenzen der Massenbilanz.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten _Input * Kohlenstoffgehalt _Input) - Σ (Tätigkeitsdaten_Produkte * Kohlenstoffgehalt _Produkte) - Σ (Tätigkeitsdaten _Export * Kophlenstoffgehalt _Export) - Σ (Tätigkeitsdaten _{Bestandsveränderungen} * Kohlenstoffgehalt _{Bestandsveränderungen}) ) * 3,664

Dabei gilt Folgendes:

1. Tätigkeitsdaten

   Der Anlagenbetreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen 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 anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen dieser Leitlinien nach folgender Formel berechnet:

   C-Gehalt [t/t oder TJ] = Emissionsfaktor [t CO₂/t bzw. TJ]/3,664 [t CO₂/t C]

   Ebene 2

   Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

   Ebene 3

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

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II, sofern sie nicht in der Massenbilanz unter Abschnitt 2.1.1 berücksichtigt werden.

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

__________
1) Für die Zwecke dieser Massenbilanz wird das gesamte aus Soda hergestellte Natriumbicarbonat als Soda behandelt.

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von Emissionen aus Anlagen zur Herstellung von Ammoniak gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG.

Anlagen für die Ammoniakherstellung sind häufig Teil integrierter Anlagen der chemischen oder der Raffinerieindustrie, was einen intensiven Energie- und Materialaustausch bewirkt. CO₂-Emissionen können bei der Verbrennung von Brennstoffen oder aus als Prozess-Input bei der Ammoniakherstellung eingesetzten Brennstoffen entstehen. In einigen Anlagen für die Ammoniakherstellung wird CO₂ aus dem Produktionsprozess abgeschieden und für andere Produktionsprozesse verwendet, beispielsweise für die Herstellung von Harnstoff. Derart abgeschiedenes CO₂ gilt als emittiert.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Anlagen zur Ammoniakherstellung wird CO₂ aus folgenden Quellen und Stoffströmen emittiert:

• Verbrennung von Brennstoffen, die Wärme für das Reformieren oder die partielle Oxidation liefert;
• Brennstoffe, die bei der Ammoniakherstellung (Reformieren oder partielle Oxidation) als Prozess-Input eingesetzt werden;
• Brennstoffe für andere Verbrennungsprozesse, z. B für die Heißwasser- oder Dampfbereitung.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus der Verbrennung von nicht als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II.

2.1.2. Emissionen aus als Prozess-Input bei der Ammoniakherstellung eingesetzten Brennstoffen

Emissionen aus als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II.

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von Emissionen aus Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff und Synthesegas gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG . Ist die Wasserstoffherstellung technischer Bestandteil einer Mineralölraffinerie, so wendet der Anlagenbetreiber stattdessen die einschlägigen Bestimmungen von Anhang III an.

Anlagen für die Herstellung von Wasserstoff oder Synthesegas sind häufig Teil integrierter Anlagen der chemischen oder der Raffinerieindustrie, was einen intensiven Energie- und Materialaustausch bewirkt. CO₂-Emissionen können bei der Verbrennung von Brennstoffen oder aus als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen entstehen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff oder Synthesegas wird CO₂ aus folgenden Quellen und Stoffströmen emittiert:

• Brennstoffe, die bei der Herstellung von Wasserstoff oder Synthesegas (Reformieren oder partielle Oxidation) als Prozess-Input eingesetzt werden;
• Brennstoffe für andere Verbrennungsprozesse, z. B für die Heißwasser- oder Dampfbereitung.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus der Verbrennung von nicht als Prozess-Input bei der Herstellung von Wasserstoff oder Synthesegas, sondern für andere Verbrennungsprozesse eingesetzten Brennstoffen sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II.

2.1.2. Emissionen aus als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen

Emissionen aus als Prozess-Input bei der Herstellung von Wasserstoff eingesetzten Brennstoffen werden nach dem inputbezogenen Verfahren gemäß Abschnitt 2.1.2.1 berechnet. Für die Herstellung von Synthesegas wird ein Massenbilanzansatz gemäß Abschnitt 2.1.2.2 angewandt. Werden Wasserstoff und Synthesegas in derselben Anlage hergestellt, so steht es im Ermessen des Betreibers, die jeweiligen Emissionen aus beiden Produktionsprozessen nach einem einzigen Massenbilanzansatz gemäß Abschnitt 2.1.2.2 zu berechnen.

2.1.2.1. Wasserstofferzeugung

Emissionen aus als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen werden nach folgender Formel berechnet:

CO₂-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor

Dabei

• werden die Tätigkeitsdaten als der Nettoenergiegehalt des als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs [TJ] oder, wenn ein massen- oder volumenbezogener Emissionsfaktor angewendet wird, als die Menge des als Prozess- Input eingesetzten Brennstoffs [t oder Nm3] ausgedrückt;
• wird der Emissionsfaktor als Tonnen CO₂/TJ oder als Tonnen CO₂/t oder als Tonnen CO₂/Nm³ des als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs ausgedrückt.

Für die einzelnen Ebenen gelten folgende Anforderungen:

a) Tätigkeitsdaten

Tätigkeitsdaten werden im Allgemeinen als unterer Heizwert des Brennstoffes [TJ] ausgedrückt, der im Berichtszeitraum eingesetzt wurde. Der Energiegehalt des Einsatzbrennstoffs wird anhand der folgenden Formel berechnet:

Energiegehalt des Einsatzbrennstoffs [TJ] = Einsatzbrennstoff [t oder Nm³] * unterer Heizwert des Brennstoffs [TJ/t oder TJ/Nm³ ]

Wird ein massen- oder volumenbezogener Emissionsfaktor [t CO₂/t oder t CO₂/Nm³] angewendet, so werden die Tätigkeitsdaten als Menge Einsatzbrennstoff [t oder Nm 3 ] ausgedrückt.

Dabei gilt Folgendes:

a1) Einsatzbrennstoff

Ebene 1

Die Menge des im Berichtszeitraum als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs [t oder Nm³ ] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 7,5 % ermittelt.

Ebene 2

Die Menge des im Berichtszeitraum als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs [t oder Nm³ ] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 5,0 % ermittelt.

Ebene 3

Die Menge des im Berichtszeitraum als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs [t oder Nm³ ] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 2,5 % ermittelt.

Ebene 4

Die Menge des im Berichtszeitraum als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffs [t oder Nm³ ] wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von ± 1,5 % ermittelt.

a2) 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, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

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.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1

Es werden die in Anhang I Abschnitt 11 dieser Leitlinien aufgeführten Referenzwerte verwendet.

Ebene 2a

Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff die landesspezifischen Emissionsfaktoren an, die der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

Ebene 2b

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

• einer Dichtemessung von bestimmten Ölen oder Gasen, die z.B. üblicherweise 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

Es wird ein nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 auf der Grundlage des Kohlenstoffgehalts des Einsatzbrennstoffs berechneter tätigkeitsspezifischer Emissionsfaktor [CO₂/TJ oder CO₂/t CO₂/m³ oder CO²/Nm³ Einsatzmaterial] angewendet.

2.1.2.2. Herstellung von Synthesegas

Da ein Teil der als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffe in dem hergestellten Synthesegas enthalten ist, muss für die Berechnung der Treibhausgasemissionen ein Massenbilanzansatz angewendet werden.

Beim Massenbilanzansatz wird zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen der Anlage im Berichtszeitraum der gesamte Kohlenstoffgehalt des Einsatzmaterials (Input), der Bestände, Produkte und anderen Exporte berücksichtigt, mit Ausnahme von Emissionsquellen, die gemäß Abschnitt 2.1.1 und 2.1.2.1 dieses Anhangs überwacht werden. Es ist die nachstehende Formel zu verwenden:

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

Dabei sind:

• 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 oder von Kohlenmonoxid in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Grenzen der Massenbilanz.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten _Input * Kohlenstoffgehalt _Input)-
Σ (Tätigkeitsdaten _Produkte * Kohlenstoffgehalt _Produkt)-
Σ (Tätigkeitsdaten _Export * Kohlenstoffgehalt _Export)-
Σ (Tätigkeitsdaten _{Bestandsveränderungen} * Kohlenstoffgehalt _{Bestandsveränderungen}) ) * 3,664

Dabei gilt Folgendes:

a) Tätigkeitsdaten

Der Anlagenbetreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen 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.

b) 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 anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen dieser Leitlinien nach folgender Formel berechnet:

C-Gehalt [t/t oder TJ] = Emissionsfaktor [t CO₂/t bzw. TJ]/3,664 [t CO₂/t C]

Ebene 2

Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff bzw. das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

Ebene 3

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

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

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1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von Emissionen aus der Herstellung von organischen Grundchemikalien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG. Ist diese Produktion technischer Bestandteil einer Mineralölraffinerie, so wendet der Anlagenbetreiber besonders für Emissionen aus katalytischen Crackanlagen stattdessen die einschlägigen Bestimmungen von Anhang III an.

Anlagen für die Herstellung von organischen Grundchemikalien sind häufig Teil integrierter Anlagen der chemischen oder der Raffinerieindustrie, was einen intensiven Energie- und Materialaustausch bewirkt. CO₂-Emissionen können bei der Verbrennung von Brennstoffen oder aus als Prozess-Input eingesetzten Brennstoffen oder Materialien entstehen.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

Potenzielle Quellen von CO₂-Emissionen umfassen Brennstoffe und Einsatzmaterialien der folgenden Prozesse:

• (katalytisches oder nichtkatalytisches) Cracken,
• Reformieren,
• partielle oder vollständige Oxidation,
• ähnliche Verfahren, die CO₂-Emissionen aus dem in kohlenwasserstoffbasierten Einsatzstoffen enthaltenen Kohlenstoff bewirken,
• Verbrennung von Abgasen und Abfackeln,
• andere Verbrennung von Brennstoffen zur Lieferung von Wärme für die vorgenannten Prozesse.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

Im Falle von Verbrennungsprozessen, bei denen die Einsatzbrennstoffe nicht an chemischen Reaktionen zur Herstellung von organischen Grundchemikalien beteiligt sind oder aus solchen stammen, z.B. bei der Wärme- oder Stromerzeugung, sind die Emissionen Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Abschnitt 2.1.1. In allen anderen Fällen werden die Emissionen aus der Herstellung von organischen Grundchemikalien anhand des Massenbilanzansatzes gemäß Abschnitt 2.1.2 berechnet. Jegliches CO im Abgas wird rechnerisch wie CO₂ behandelt. Mit Zustimmung der zuständigen Behörde kann unter Berücksichtigung bewährter Verfahren der Branche statt des Massenbilanzansatzes ein inputbezogener Ansatz wie in Anhang II beschrieben angewandt werden, wenn der Betreiber nachweisen kann, dass dieser Ansatz kostengünstiger ist und zu einem vergleichbar genauen Ergebnis führt.

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus Verbrennungsprozessen sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II. Wenn in der Anlage eine Abgaswäsche erfolgt und die daraus resultierenden Emissionen nicht in die Massenbilanz gemäß Abschnitt 2.1.2 eingerechnet werden, sind diese in Einklang mit Anhang II zu berechnen.

2.1.2. Massenbilanzansatz

Beim Massenbilanzansatz wird zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen einer Anlage der gesamte Kohlenstoffgehalt des Einsatzmaterials (Input), der Bestände, Produkte und anderen Exporte berücksichtigt, mit Ausnahme von Emissionsquellen, die gemäß Abschnitt 2.1.1 dieses Anhangs überwacht werden. Es ist die nachstehende Formel zu verwenden:

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

Dabei sind:

• 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 oder von Kohlenmonoxid in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme 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

Dabei gilt Folgendes:

a) Tätigkeitsdaten

Der Anlagenbetreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen 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 ± 5,0 % 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.

b) 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, in der nachstehenden Tabelle oder in anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen dieser Leitlinien nach folgender Formel berechnet:

C-Gehalt [t/t oder TJ] = Emissionsfaktor [t CO₂/t bzw. TJ]/3,664 [t CO₂/t C]

Den Kohlenstoffgehalt von Stoffen, die nicht in Anhang I Abschnitt 11 oder einem anderen tätigkeitsspezifischen Anhang dieser Leitlinien aufgeführt sind, können die Betreiber aus dem stöchiometrischen Kohlenstoffgehalt des reinen Stoffs und der Konzentration des Stoffs im Input- oder Output-Strom berechnen.

Tabelle Referenzemissionsfaktoren¹

Stoff	Kohlenstoffgehalt (t C/t Einsatzstoff oder t C/t Produkt)
Acetonitril	0,5852 t C/t
Acrylnitril	0,6664 t C/t
Butadien	0,888 t C/t
Industrieruß ("Carbon Black")	0,97 t C/t
Ethen	0,856 t C/t
Ethylendichlorid	0,245 tC/t
Ethylenglycol	0,387 tC/t
Ethylenoxid	0,545 tC/t
Blausäure	0,4444 tC/t
Methanol	0,375 tC/t
Methan	0,749 tC/t
Propan	0,817 tC/t
Propen	0,8563 tC/t
Vinylchloridmonomer (VCM)	0,384 tC/t
1) Vgl. IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare 2006 (IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories).

Ebene 2

Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

Ebene 3

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

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

.

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die in diesem Anhang festgelegten tätigkeitsspezifischen Leitlinien dienen der Überwachung von Emissionen aus der Herstellung oder Verarbeitung von Eisenmetallen und Nichteisenmetallen gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG, ausgenommen die Herstellung von Roheisen und Stahl sowie von Primäraluminium.

2. Bestimmung von CO₂-Emissionen

In Anlagen zur Herstellung oder Verarbeitung von Eisenmetallen und Nichteisenmetallen wird CO₂ u. a. aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

• herkömmliche Brennstoffe (z.B. Erdgas, Kohle und Koks, Heizöl),
• andere Brennstoffe (Kunststoffe z.B. aus der Verwertung von Batterien, organisches Granulat aus einem Shredder nachgeordneten Anlagen),
• Reduktionsmittel (z.B. Koks, Graphitelektroden),
• Rohmaterialien (z.B. Brennen von Kalkstein, Dolomit und kohlenstoffhaltigen Metallerzen undkonzentraten),
• sekundäre Einsatzmaterialien (z.B. in Schrott enthaltene organische Materialien).

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

In Anlagen, in denen der Kohlenstoff aus in der Anlage eingesetzten Brennstoffen oder Einsatzmaterialien in den Produkten und anderen Produktionsergebnissen verbleibt (z.B. für die Reduktion von Metallerzen), wird ein Massenbilanzansatz angewendet (siehe Abschnitt 2.1.1). In Anlagen, in denen das nicht der Fall ist, werden die Emissionen aus der Verbrennung und die Prozessemissionen getrennt berechnet (siehe Abschnitte 2.1.2 und 2.1.3).

2.1.1. Massenbilanzansatz

Beim Massenbilanzansatz wird zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen einer Anlage im Berichtszeitraum der gesamte Kohlenstoffgehalt des Einsatzmaterials (Input), der Bestände, Produkte und anderen Exporte nach folgender Formel ermittelt:

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

Dabei sind:

• 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 oder von Kohlenmonoxid in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Grenzen der Massenbilanz.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten _Input * Kohlenstoffgehalt _Input) -
Σ (Tätigkeitsdaten _Produkte * Kohlenstoffgehalt _Produkt) -
Σ (Tätigkeitsdaten _Export * Kohlenstoffgehalt _Export) -
Σ (Tätigkeitsdaten _{Bestandsveränderungen} * Kohlenstoffgehalt _{Bestandsveränderungen}) ) * 3,664

Dabei gilt Folgendes:

a) Tätigkeitsdaten

Der Anlagenbetreiber analysiert die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen 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.

b) 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 anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen dieser Leitlinien nach folgender Formel berechnet:

C-Gehalt [t/t oder TJ] = Emissionsfaktor [t CO₂/t bzw. TJ]/3,664 [t CO₂/t C]

Ebene 2

Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

Ebene 3

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

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus Verbrennungsprozessen in Anlagen zur Herstellung oder Verarbeitung von Eisen- und Nichteisenmetallen, die nicht mit einem Massenbilanzansatz überwacht werden, sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II.

2.1.3. Prozessemissionen

Für jede Art von Einsatzmaterial wird der CO₂-Anteil nach folgender Formel berechnet:

CO₂-Emissionen = Σ Tätigkeitsdaten _Prozessinput * Emissionsfaktor * Umsetzungsfaktor

Dabei gilt Folgendes:

a) Tätigkeitsdaten

Ebene 1

Die Mengen [in t] Einsatzmaterial und Prozessrückstände, die im Berichtszeitraum als Einsatzmaterial im Prozess verwendet werden und über die nicht gemäß Abschnitt 2.1.2 dieses Anhangs berichtet wird, werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 5,0 % bestimmt.

Ebene 2

Die Mengen [in t] Einsatzmaterial und Prozessrückstände, die im Berichtszeitraum als Einsatzmaterial im Prozess verwendet werden und über die nicht gemäß Abschnitt 2.1.2 dieses Anhangs berichtet wird, werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

b) Emissionsfaktor

Ebene 1

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

Tabelle Stöchiometrische Emissionsfaktoren

Karbonat	Verhältnis [t CO2/t Ca-, Mg- oder andere Karbonate]	Anmerkungen
CaCO3	0,440
MgCO3	0,522
allgemein: XY(CO3)Z	Emissionsfaktor = [M CO2]/{Y * [Mx ] + Z *[M CO32-]}	X = Metall Mx = Molekulargewicht von X in [g/mol] MCO2 = Molekulargewicht von CO2 in [g/mol] MCO3- = Molekulargewicht von CO32- in [g/mol] Y = stöchiometrische Zahl von X Z = stöchiometrische Zahl von CO32-

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

Für Prozessrückstände und anderes Einsatzmaterial als Karbonate, über die nicht gemäß Abschnitt 2.1.2 dieses Anhangs berichtet wird, werden nach Maßgabe von Anhang I Abschnitt 13 tätigkeitsspezifische Faktoren festgelegt.

c) Umsetzungsfaktor

Ebene 1

Umsetzungsfaktor: 1,0.

Ebene 2

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

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

.

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel

Die tätigkeitsspezifischen Leitlinien dieses Anhangs gelten für Emissionen aus Anlagen zur Herstellung oder Verarbeitung von Primäraluminium gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG.

Dieser Anhang enthält Leitlinien für die Überwachung von Emissionen aus der Herstellung von Elektroden für das Schmelzen von Primäraluminium, die auch für eigenständige Anlagen zur ausschließlichen Elektrodenherstellung gelten.

2. Bestimmung von Treibhausgasemissionen

In Anlagen zur Herstellung oder Verarbeitung von Primäraluminium wird CO₂ u. a. aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

• Brennstoffe für die Wärme- oder Dampferzeugung,
• Anodenproduktion (CO₂),
• Reduktion von Al₂O₃ bei der Elektrolyse (CO₂), die mit dem Elektrodenverbrauch zusammenhängt,- Einsatz von Soda oder anderen Karbonaten für die Abgaswäsche (CO₂),
• Anodeneffekte (PFC), einschließlich diffuser PFC-Emissionen.

2.1. Berechnung der CO₂-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen, einschließlich Rauchgaswäsche, sind Gegenstand der Überwachung und Berichterstattung gemäß Anhang II, sofern sie nicht in der Massenbilanz gemäß Abschnitt 2.1.2 berücksichtigt werden.

2.1.2. Massenbilanz

Die Prozessemissionen aus der Produktion und dem Verbrauch von Anoden werden nach einem Massenbilanzansatz berechnet, bei dem der gesamte Kohlenstoffgehalt des Einsatzmaterials (Input), der Bestände, Produkte und anderen Exporte im Zusammenhang mit dem Mischen, Formen, Brennen und Verwerten von Anoden sowie mit dem Elektrodenverbrauch bei der Elektrolyse berücksichtigt wird. Werden vorgebrannte Anoden verwendet, so kann die Massenbilanz entweder für Herstellung und Verbrauch getrennt oder für beides zusammen angewendet werden. Im Falle von Søderberg-Zellen wendet der Betreiber eine gemeinsame Massenbilanz an. Mit der Massenbilanz werden die Treibhausgasemissionen im Berichtszeitraum nach der folgenden Formel ermittelt, unabhängig davon, ob es sich um eine gemeinsame Massenbilanz oder gesonderte Massenbilanzen handelt:

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

Dabei sind:

• Input [t C]: der gesamte in die Grenzen der Massenbilanz eingehende Kohlenstoff, also Pech, Koks, Füllkoks, angekaufte Anoden,
• Produkte [t C]: der gesamte Kohlenstoff in Produkten und Materialien (auch in Nebenprodukten), der die Grenzen der Massenbilanz verlässt, z.B. verkaufte Anoden,
• Export [t C]: der Kohlenstoff, der z.B. durch Einleitung in die Kanalisation, Ablagerung auf einer Deponie oder Verluste aus den Grenzen der Massenbilanz exportiert wird. Die Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphäre gilt nicht als Export,
• Bestandsveränderungen [t C]: die Zunahme der Lagerbestände kohlenstoffhaltiger Materialien innerhalb der Grenzen der Massenbilanz.

Berechnung:

CO₂-Emissionen [t CO₂] = (Σ (Tätigkeitsdaten _Input * Kohlenstoffgehalt _Input) -
Σ (Tätigkeitsdaten _Produkte * Kohlenstoffgehalt _Produk) -
Σ (Tätigkeitsdaten _Export * Kohlenstoffgehalt _Export) -
Σ (Tätigkeitsdaten _{Bestandsveränderungen} * Kohlenstoffgehalt _{Bestandsveränderungen}) ) * 3,664

Dabei gilt Folgendes:

a) Tätigkeitsdaten

Der Anlagenbetreiber erfasst die Massenströme in die und aus der Anlage bzw. die jeweiligen Bestandsveränderungen für alle relevanten Brennstoffe und Materialien (z.B. Pech, Koks, Füllkoks) 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.

b) 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 anderen tätigkeitsspezifischen Anhängen dieser Leitlinien nach folgender Formel berechnet:

C-Gehalt [t/t oder TJ] = Emissionsfaktor [t CO₂/t bzw. TJ]/3,664 [t CO₂/t C]

Ebene 2

Der Anlagenbetreiber wendet für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material den landesspezifischen Kohlenstoffgehalt an, den der betreffende Mitgliedstaat in seinem letzten nationalen Treibhausgasinventar an das Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen übermittelt hat.

Ebene 3

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

Vorbehaltlich der Zustimmung der zuständigen Behörde kann der Kohlenstoffgehalt gegebenenfalls durch direkte Analyse oder durch indirekte Analyse, d. h. durch Subtraktion des gemessenen Gehalts an bekannten Bestandteilen (wie Schwefel, Wasserstoff und Asche) vom Gesamtgehalt, ermittelt werden.

2.2. Messung von CO₂-Emissionen

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

3. Bestimmung von PFC-Emissionen

Die PFC-Emissionen aus der Herstellung von Primäraluminium umfassen die als CO₂-Äquivalent ausgedrückten CF₄- und C₂ F₆-Emissionen:

PFC-Emissionen [t CO_2(Äqu)] = CF₄-Emissionen [t CO_2(Äqu)] + C₂F₆-Emissionen [t CO_2(Äqu)]

Die Kohlendioxidäquivalente (t CO_2(Äqu)) werden anhand der im zweiten Bewertungsbericht der Zwischenstaatlichen Sachverständigengruppe für Klimaänderungen von 1995 genannten Werte des Treibhauspotenzials (GWP) berechnet:

GWP _CF4 = 6 500 t CO_2(Äqu)/t CF₄

GWP _C2F6 = 9 200 t CO_2(Äqu)/t C₂F₆

Zur Berechnung der PFC-Gesamtemissionen werden die Emissionen, die in einer Leitung oder einem Kamin ("Punktquellenemissionen") gemessen werden können, über die Abscheideleistung der Leitung zu den diffusen Emissionen addiert:

PFC-Emissionen (insgesamt) = PFC-Emissionen (Leitung)/Abscheideleistung

Die Abscheideleistung wird bei der Festlegung der anlagenspezifischen Emissionsfaktoren gemessen, die auf der neuesten Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 unter Ebene 3 der IPCC-Leitlinien von 2006 genannten Leitlinien beruht.

Durch eine Leitung oder einen Kamin emittiertes CF₄ und C₂F₆ wird abhängig von den eingesetzten Kontrolltechniken nach einem der beiden nachstehenden Ansätze berechnet. Berechnungsmethode a wird bei Erfassung der Anodeneffekt-Minuten je Zelltag, Berechnungsmethode B bei Erfassung der Anodeneffekt-Überspannung angewandt.

Berechnungsmethode A- Steigungsmethode ("Slope Method")

Werden die Anodeneffekt-Minuten je Zelltag gemessen, so werden die PFC-Emissionen nach folgenden Formeln bestimmt:

CF₄-Emissionen [t CO_2(Äqu)] = AEM * (S _CF4/1 000) * Pr_Al * GWP _CF4

C₂F₆-Emissionen [t CO_2(Äqu)] = CF₄-Emissionen * F_C2F6 * GWP _C2F6

Dabei sind:

AEM Anodeneffekt-Minuten/Zelltag

S_CF4...¹ Steigungskoeffizient [(kg CF₄/erzeugte t Al)/(Anodeneffekt-Minuten/Zelltag) ]

Pr_Al... Jahresproduktionsmenge Primäraluminium [t]

F_C2F6... Gewichtungsfaktor C₂F₆ (t C₂F₆/t CF₄)

Dabei gilt Folgendes:

Tätigkeitsdaten

a) Primäraluminiumproduktion

Ebene 1

Die Primäraluminiumproduktion im Berichtszeitraum wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

Ebene 2

Die Primäraluminiumproduktion im Berichtszeitraum wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

b) Anodeneffekt-Minuten (AEM)

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

Ebene 1

Die Häufigkeit und mittlere Dauer von Anodeneffekten im Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

Ebene 2

Die Häufigkeit und mittlere Dauer von Anodeneffekten im Berichtszeitraum werden mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

Emissionsfaktor

Der Emissionsfaktor für CF₄ (Steigungskoeffizient S _CF4) drückt die emittierte Menge CF₄ [in kg] je erzeugte Tonne Aluminium je Anodeneffekt-Minute/Zelltag aus. Der Emissionsfaktor für C₂F₆ (Gewichtungsfaktor F _C2F6) drückt die emittierte Menge C₂ F₆ [in t] im Verhältnis zur emittierten Menge CF₄ [in t] aus.

Ebene 1

Es werden die technologiespezifischen Emissionsfaktoren der Tabelle 1 verwendet.

Tabelle 1

Technologiespezifische Emissionsfaktoren mit Bezug auf die Steigungsmethode

Technologie	Emissionsfaktor für CF4 (SEF CF4) (kg CF4/t Al)/(AE-Minute/Zelltag)	Emissionsfaktor für C2F6 (F C2F6) [t C2F6/t CF4]
Mitten bedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden	0,143	0,121
Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung	0,092	0,053

Ebene 2

Es werden anlagenspezifische Emissionsfaktoren für CF₄ und C₂F₆ verwendet, die durch kontinuierliche oder periodische Feldmessungen ermittelt werden. Für die Bestimmung dieser Emissionsfaktoren wird die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 unter Ebene 3 der IPCC-Leitlinien von 2006² genannten Leitlinien herangezogen. Die Emissionsfaktoren sind mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von jeweils ± 15 % zu bestimmen.

Die Emissionsfaktoren werden mindestens alle drei Jahre oder- falls wesentliche Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen- früher festgelegt. Als wesentliche Änderung gilt eine Änderung bei der Verteilung der Anodeneffektdauer oder eine Änderung des Kontrollalgorithmus, die sich auf den Mix der Art der Anodeneffekte oder die Strategie zum Löschen des Anodeneffekts auswirkt.

Berechnungsmethode B- Überspannungsmethode ("Overvoltage Method")

Wird die Anodeneffekt-Überspannung gemessen, so werden die PFC-Emissionen nach folgenden Formeln bestimmt:

CF₄-Emissionen [t CO_2(Äqu)] = OVC * (AEO/CE) * Pr _Al * GWP _CF4 * 0,001

C₂F₆ Emissionen [t CO_2-eq] = CF₄ Emissionen x F_C2F6 x GWP_C2F6

Dabei sind:

OVC... Überspannungskoeffizient ("Emissionsfaktor"), ausgedrückt in kg CF₄ je erzeugte Tonne Aluminium je mV Überspannung

AEO... Anodeneffekt-Überspannung je Zelle [in mV], bestimmt als das Integral von (Zeit X Spannung über der Zielspannung) geteilt durch die Zeit (Dauer) der Datenerhebung

CE... mittlere Stromeffizienz der Aluminiumproduktion [in %]

Pr_Al... Jahresproduktionsmenge Primäraluminium [t]

F_C2F6... Gewichtungsfaktor C₂F₆ (t C₂F₆/t CF₄)

Tätigkeitsdaten

a) Primäraluminiumproduktion

Ebene 1

Die Primäraluminiumproduktion im Berichtszeitraum wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

Ebene 2

Die Primäraluminiumproduktion im Berichtszeitraum wird mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

b) Anodeneffekt-Überspannung

Die Angabe AEO/CE (Anodeneffekt-Überspannung/Stromeffizienz) drückt die zeitintegrierte mittlere Anodeneffekt-Überspannung [mV Überspannung] je mittlerer Stromeffizienz [%] aus.

Ebene 1

Die Anodeneffekt-Überspannung und die Stromeffizienz im Berichtszeitraum werden jeweils mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 2,5 % bestimmt.

Ebene 2

Die Anodeneffekt-Überspannung und die Stromeffizienz im Berichtszeitraum werden jeweils mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ± 1,5 % bestimmt.

Emissionsfaktor

Der Emissionsfaktor für CF₄ ("Überspannungskoeffizient" OVC) drückt die je erzeugte Tonne Aluminium emittierte Menge CF₄ [in kg] je Millivolt Überspannung [mV] aus. Der Emissionsfaktor für C₂F₆ (Gewichtungsfaktor F_C2F6) drückt die emittierte Menge C₂F₆ [in t] im Verhältnis zur emittierten Menge CF₄ [in t] aus.

Ebene 1

Es werden die technologiespezifischen Emissionsfaktoren aus Tabelle 2 verwendet.

Tabelle 2

Technologiespezifische Emissionsfaktoren mit Bezug auf Überspannungsdaten

Technologie	Emissionsfaktor für CF4 [(kg CF4/t Al)/mV]	Emissionsfaktor für C2F6 [t C2F6/t CF4]
Mittenbedienter Ofen mit vorgebrannten Anoden	1,16	0,121
Søderberg-Zelle mit vertikaler Anodenanordnung	entfällt	0,053

Ebene 2

Es werden anlagenspezifische Emissionsfaktoren für CF₄ [(kg CF₄/t Al)/(mV) ] und C₂F₆ [t C₂F₆/t CF₄ ] verwendet, die durch kontinuierliche oder periodische Feldmessungen ermittelt werden. Für die Bestimmung dieser Emissionsfaktoren wird die neueste Fassung der in Abschnitt 4.4.2.4 unter Ebene 3 der IPCC-Leitlinien von 2006² genannten Leitlinien herangezogen. Die Emissionsfaktoren sind mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von jeweils ± 15 % zu bestimmen.

Die Emissionsfaktoren werden mindestens alle drei Jahre oder- falls wesentliche Änderungen an der Anlage dies erforderlich machen- früher festgelegt. Als wesentliche Änderung gilt eine Änderung bei der Verteilung der Anodeneffektdauer oder eine Änderung des Kontrollalgorithmus, die sich auf den Mix der Art der Anodeneffekte oder die Strategie zum Löschen des Anodeneffekts auswirkt.

___________

1) Kommen verschiedene Zelltypen zum Einsatz, können unterschiedliche Steigungskoeffizienten angewandt werden.

2) International Aluminium Institute: The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol, Oktober 2006; US Environmental Protection Agency and International Aluminium Institute: Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF₄ ) and Hexafluoroethane (C₂ F₆) Emissions from Primary Aluminum Production, April 2008.

ENDE