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

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Tabelle 5 Indikative Mindesthäufigkei der Analysen

Brennstoff/Material Häufigkeit der Analysen
Erdgas Mindestens wöchentlich
Prozessgas (Raffineriemischgas, Kokereigas, Gichtgas und Konvertergas) Mindestens täglich - nach geeigneten Verfahren zu unterschiedlichen Tageszeiten
Heizöl Alle 20.000 Tonnen und mindestens sechsmal jährlich
Kohle, Kokskohle, Petrolkoks Alle 20.000 Tonnen und mindestens sechsmal jährlich
Feste Abfälle (rein fossil oder gemischt Biomassefossil) Alle 5.000 Tonnen und mindestens viermal jährlich
Flüssige Abfälle Alle 10.000 Tonnen und mindestens viermal jährlich
Karbonatmineralien (z.B. Kalkstein und Dolomit) Alle 50.000 Tonnen und mindestens viermal jährlich
Tone und Schiefer Rohstoffmenge, die 50.000 Tonnen CO2entspricht und mindestens viermal jährlich
Andere Input- und Output-Materialströme in der Massenbilanz (gilt nicht für Brennstoffe oder Reduktionsmittel) Alle 20.000 Tonnen und mindestens einmal monatlich
Andere Materialien Je nach Materialart und Variation: Materialmenge, die 50.000 Tonnen CO2entspricht und mindestens viermal jährlich

14. Berichtsformat

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

14.1. Anlagenstammdaten 11

Anlagenstammdaten Antwort
1. Name des Betriebs
2. Anlagenbetreiber  
3. Anlage:  
3.1 Name  
3.2 Genehmigungs-Nr.1  
3.3 EPRTR-Meldepflicht? Ja/Nein
3.4 EPRTR-Kennnummer2  
3.5 Anschrift/Stadt des Anlagestandorts  
3.6 Postleitzahl/Land  
3.7 Anschrift des Standorts  
4. Ansprechpartner:  
4.1 Name  
4.2 Anschrift/PLZ/Ort/Land  
4.3 Telefon  
4.4 Fax  
4.5 E-Mail  
5. Berichtsjahr  
6. Art der durchgeführten Tätigkeiten nach Anhang I3  
Tätigkeit 1  
Tätigkeit 2  
Tätigkeit N  
1) Die Nummer wird im Rahmen des Genehmigungsverfahrens von der zuständigen Behörde vergeben.
2) Nur auszufüllen, wenn die Anlage im Rahmen des EPRTR berichtspflichtig ist.
3) Z. B. Mineralölraffinerien.

14.2. Tätigkeiten im Überblick

Emissionen aus Tätigkeiten nach Anhang I

  IPCC CRF-Kategorie1
Emissionen aus der
Verbrennung
IPCC CRF-Kategorie
2-Prozessemissionen
IPPC-Code der
EPRTR-Kategorie
Ebenen
geändert?
Ja/Nein
Emissionen
t/CO2
Tätigkeiten          
Tätigkeit 1          
Tätigkeit 2          
Tätigkeit N          
Insgesamt    
1) Z. B. "l1A2f Brennstoffverbrennung n in anderen Industrien.
2) Z. B. "22A2 Industrieprozesse - Kalkerzeugung ". .
Memo-Items
  Weitergeleitetes oder inhärentes CO2  
  Weitergeleitete oder inhärente CO2-Menge Weitergeleitetes Material oder weitergeleiteter Brennstoff Art der Weiterleitung
(als inhärentes CO2in
die/aus der Anlage,
Weiterleitung in die/
aus der Anlage)
Biomasse-Emissionen1
Einheit [tCO2]     [tCO2]
Tätigkeit 1        
Tätigkeit 2        
Tätigkeit N        
1) Nur auszufüllen, wenn die Emissionen durch Messung ermittelt wurden.

14.3. Emissionen aus der Verbrennung (Berechnung)

Tätigkeit  
Art des Brennstoffs:  
IEA-Kategorie  
Abfallkatalog-Nr. (gegebenenfalls):  
Parameter Zulässige Einheiten Verwendete Einheit Wert Ebene
Verbrauchte Brennstoffmenge t oder Nm3      
Unterer Heizwert des Brennstoffs TJ/t oder
TJ/ Nm3
     
Emissionsfaktor t CO2/TJ oder
t CO2/t oder
t CO2/ Nm3
     
Oxidationsfaktor        
Fossiles CO2 t CO2 t CO2    
Eingesetzte Biomasse TJ oder t
oder Nm3
     

14.4. Prozessemissionen (Berechnung)

Tätigkeit  
Art des Materials:  
Abfallkatalog-Nr. (gegebenenfalls):  
Parameter Zulässige Einheiten Verwendete Einheit Wert Ebene
Tätigkeitsdaten t oder Nm3      
Emissionsfaktor t CO2/t oder
t CO2/ Nm3
     
Umsetzungsfaktor        
fossiles CO2 t CO2 t CO2    
Eingesetzte Biomasse t oder Nm3      

14.5. Massenbilanzansatz

Parameter  
Name des Brennstoffs bzw. Materials  
IEa Kategorie (soweit zutreffend)  
Abfallkatalog-Nr. (gegebenenfalls):  
  Zulässige Einheiten Verwendete Einheit Wert Ebene
Tätigkeitsdaten (Masse oder Volumen): für Output-Materialtröme negative Werte verwenden t oder Nm3      
Unterer Heizwert Hu(soweit zutreffend) TJ/t oder
TJ/ Nm3
     
Tätigkeitsdaten (Wärme-Input) = Masse oder Volumen * Hu (soweit zutreffend) TJ      
Kohlenstoffgehalt t C/t oder
t C/ Nm3
     
fossiles CO2 t CO2 t CO2    

14.6. Messansatz

Tätigkeit  
Art der Emissionsquelle  
Parameter Zulässige Einheiten Wert Ebene Unsicherheit
fossiles CO2 tCO2      
CO2aus eingesetzter Biomasse tCO2      

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

Emissionen aus Anhang-I-Tätigkeiten - Salpetersäure, Adipinsäure usw.
Kategorien IPCC-
CRF-
Kate-
gorie-
Prozess-
emission-
en
IPPC-
Code der
EPRTR-
Kategorie
Angewandte
Überwachungs-
methode und
Ebene
Ebenen
geändert?
Ja/Nein
Produktions-
rate t/Jahr
und t/Std.
Unsicherheit
des Abgas-
stroms (jähr-
licher Stunden-
mittelwert oder
Jahresgesamt-
wert) in %
Unsicher-
heit der N2O-
Konzentration
(jährlicher
Stundenmittel
wert oder Jahresgesamt-
wert) in %
Unsicher-
heit der Jahres-
gesamt-
emissionen
(soweit
erforder-
lich) in %
Unsicher-
heit des
jährlichen
Stunden-
mittelwerts
der Emission-
en in %
Emission
t/Jahr
Jährlicher
Stundenmittel
wert der
Emission-
en (in kg/Std.)
Ange-
wandtes
GWP
Emissionen
t CO2(Ä) und
CO2/Jahr
Tätigkeiten                          
Tätigkeit 1                          
Tätigkeit 2                          
Tätigkeit N                          
Gesamtemissionen in t
CO2(Ä) und t CO2/Jahr
   

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

Tätigkeit      
Zelltyp      
Steigungsmethode (A) oder Überspannungsmethode (B)?      
Parameter Einheit Wert Ebene
Primäraluminiumproduktion t    
Verfahren A Anzahl Anodeneffekte    
Mittlere Dauer der Anodeneffekte Minute    
Anodeneffekt-Minuten/Zelltag Minute/Zelltag    
S CF4... Steigungs-Emissionsfaktor (kg CF4/t Al)/(Minute/Zelltag)    
Verfahren B AEO ... Anodeneffekt-Überspannung je Zelle mV    
CE ... mittlere Stromeffizienz %    
AEO/CE mV    
OVC ... Überspannungskoeffizient kg CF4/ (t Al mV)    
F C2F6... Gewichtungsfaktor von C 2 F 6 t C2 F6/t CF4    
CF4-Emissionen t    
C2 F6-Emissionen t    
Angewandtes GWP CF4 t CO2(Äqu)/t    
Angewandtes GWP C2F6 t CO2(Äqu)/t    
Gesamtemissionen t CO2(Äqu)    

15. Kategorien für die Berichterstattung

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

15.1. IPCC-Berichtsformat

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

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

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

1. Sektoraler Bericht - Energiewirtschaft
A. Verbrennung von Brennstoffen (sektoraler Ansatz)
1.Energiewirtschaft
a) Öffentliche Elektrizitäts- und Wärmeversorgung
b) Mineralölraffinerien
c) Herstellung von festen Brennstoffen und sonstige Energieerzeuger
2.Verarbeitende Industrien und Bauwesen
a) Eisen und Stahl
b) Nichteisenmetalle
c) Chemikalien
d) Zellstoff, Papier und Druckwesen
e) Lebensmittelverarbeitung, Getränke und Tabak
f) Andere
3. Verkehr
a) Zivilluftfahrt
4.Andere Sektoren
a) Handel/Behörden
b) Haushalte
c) Landwirtschaft/Forstwirtschaft/Fischerei
5. Andere1
a) Stationär
b) Mobil
B. Flüchtige Emissionen aus Brennstoffen
1. Feste Brennstoffe
a) Kohlebergbau
b) Umwandlung fester Brennstoffe
c) Andere
2. Öl und Erdgas
a) Öl
b) Erdgas
c) Ableitung und Abfackeln
Ableitung
Abfackeln
d) Andere
2. Sektoraler Bericht - Industrieprozesse
A. Mineralische Produkte
1. Zementherstellung
2. Kalkherstellung
3. Einsatz von Kalkstein und Dolomit
4. Herstellung und Einsatz von kalziniertem Soda
5. Bitumen-Dachbelag
6. Bituminöse Straßendecken
7. Andere
B. Chemische Industrie
  1. Ammoniakherstellung
2. Salpetersäureherstellung
3. Adipinsäureherstellung
4. Karbidherstellung
5. Andere
C. Metallerzeugung
  1. Eisen- und Stahlerzeugung
2. Erzeugung von Ferrolegierungen
3. Aluminiumproduktion
4. SF6in der Aluminium- und Magnesiumschmelze
5. Andere
6. Sektoraler Bericht - Abfallwirtschaft
C Abfallverbrennung1
Memo-Items
CO2-Emissionen aus Biomasse
Internationale Bunker, Luftverkehr
1) Ausgenommen Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Abfall. Emissionen aus der Abfallverbrennung zu Zwecken der Energieerzeugung werden im Rahmen des Energie-Moduls 1a mitgeteilt. Siehe Intergovernmental Panel on Climate Change; Greenhouse Gas Inventory Reporting Instructions. Überarbeitet IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare von 1996 (IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories); 1997.

15.2. Quellenkategorien - Codes

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

Nr. Tätigkeit
1. Energiewirtschaft
a) Mineralöl- und Gasraffinerien
b) Vergasungs- und Verflüssigungsanlagen
c) Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen
d) Kokereien
e) Kohlewalzwerke
f) Anlagen zur Herstellung von Kohleprodukten und festen rauchlosen Brennstoffen
2. Herstellung und Verarbeitung von Metallen
a) Röst- und Sinteranlagen für Metallerz (einschließlich Sulfiderz)
b) Anlagen zur Herstellung von Roheisen und -stahl (Primär- oder Sekundärschmelze), einschließlich Stranggießanlagen
c) Anlagen für die Verarbeitung von Eisenmetallen:
i) Warmwalzen
ii) Schmieden mit Hämmern
iii) Aufbringen von schmelzflüssigen metallischen Schutzschichten
d) Eisenmetallgießereien
e) Anlage:
i) zur Gewinnung von Nichteisenrohmetallen aus Erzen, Konzentraten oder sekundären Rohstoffen durch metallurgische, chemische oder elektrolytische Verfahren
ii) zum Schmelzen von Nichteisenmetallen, einschließlich Legierungen, darunter auch Wiedergewinnungsprodukte (Raffination, Gießen usw.)
f) Anlagen zur Oberflächenbehandlung von Metallen und Kunststoffen durch elektrolytische oder chemische Verfahren
3. Bergbau
a) Untertagebau und verwandte Vorgänge
b) Tagebau
c) Anlage zur Herstellung von:
- Zementklinker in Drehrohröfen
- Kalk in Drehrohröfen
- Zementklinker oder Kalk in anderen Industrieöfen
d) Anlagen zur Gewinnung von Asbest und zur Herstellung von Asbest-Erzeugnissen
e) Anlagen zur Herstellung von Glas, einschließlich Glasfasern
f) Anlagen zum Schmelzen mineralischer Stoffe, einschließlich Mineralfasern
g) Anlagen für die Herstellung von keramischen Erzeugnissen durch Brennen, insbesondere von Dachziegeln, Ziegelsteinen, feuerfesten Steinen, Fliesen, Steinzeug oder Porzellan
4. Chemische Industrie
a) Chemieanlagen zur Herstellung von organischen chemischen Grundstoffen wie
i) einfachen Kohlenwasserstoffen (lineare oder ringförmige, gesättigte oder ungesättigte, aliphatische oder aromatische)
ii) sauerstoffhaltigen Kohlenwasserstoffen, insbesondere Alkohole, Aldehyde, Ketone, Carbonsäuren, Ester, Acetate, Ether, Peroxide, Epoxide
iii) schwefelhaltigen Kohlenwasserstoffen
iv) stickstoffhaltigen Kohlenwasserstoffen, insbesondere Amine, Amide, Nitroso-, Nitro- oder Nitratverbindungen, Nitrile, Cyanate, Isocyanate
v) phosphorhaltigen Kohlenwasserstoffen
vi) halogenhaltigen Kohlenwasserstoffen
vii) metallorganischen Verbindungen
viii) Basiskunststoffen (Polymeren, Chemiefasern, Fasern auf Zellstoffbasis)
ix) synthetischen Kautschuken
x) Farbstoffen und Pigmenten
xi) Tensiden
b) Chemieanlagen zur Herstellung von anorganischen chemischen Grundstoffen wie
i) Gasen wie Ammoniak, Chlor und Chlorwasserstoff, Fluor und Fluorwasserstoff, Kohlenstoffoxiden, Schwefelverbindungen, Stickstoffoxiden, Wasserstoff, Schwefeldioxid, Phosgen
ii) Säuren wie Chromsäure, Flusssäure, Phosphorsäure, Salpetersäure, Salzsäure, Schwefelsäure, Oleum, schwefelige Säuren
iii) basen wie Ammoniumhxdroxid, Kaliumhydoxid, Natriumhydroxid
iv) Salzen wie Ammoniumchlorid, Kaliumchlorat, Kaliumkarbonat, Natriumkarbonat, Perborat, Silbernitrat
v) Nichtmetallen, Metalloxiden oder sonstigen anorganischen Verbindungen wie Kalziumkarbid, Silizium, Siliziumkarbid
c) Chemieanlagen zur Herstellung von phosphor-, stickstoff- oder kaliumhaltigen Düngemitteln (Einnährstoff- oder Mehrnährstoffdünger)
d) Chemieanlagen zur Herstellung von Ausgangsstoffen für Pflanzenschutzmittel und von Bioziden
e) Anlagen zur Herstellung von Grundarzneimitteln unter Anwendung eines chemischen oder biologischen Verfahrens
f) Chemieanlagen zur Herstellung von Explosivstoffen und pyrotechnischen Produkten
5. Abfall- und Abwasserwirtschaft
a) Anlagen für die Verbrennung, Pyrolyse, Rückgewinnung, chemische Behandlung oder Deponien gefährlicher Abfälle
b) Müllverbrennungsanlagen für Siedlungsmüll
c) Anlagen zur Beseitigung ungefährlicher Abfälle
d) Deponien (mit Ausnahme der Deponien für Inertabfälle)
e) Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung von Tierkörpern und tierischen Abfällen
f) Kläranlagen für Siedlungsabwässer
g) Eigenständig betriebene Industrieabwasser-Behandlungsanlagen für eine oder mehrere der in diesem Anhang beschriebenen Tätigkeiten
6. Be- und Verarbeitung von Papier und Holz
a) Industrieanlagen zur Herstellung von Zellstoff aus Holz oder anderen Faserstoffen
b) Industrieanlagen für die Herstellung von Papier und Pappe und sonstigen primären Holzprodukten (wie Spanplatten, Faserplatten und Sperrholz)
c) Industrieanlagen für den Schutz von Holz und Holzprodukten mit Chemikalien
7. Intensive Viehhaltung und Aquakultur
a) Anlagen zur Intensivhaltung oder -aufzucht von Geflügel oder Schweinen
b) Intensive Aquakultur
8. Tierische und pflanzliche Produkte aus dem Lebensmittel- und Getränkesektor
a) Schlachthöfe
b) Behandlung und Verarbeitung für die Herstellung von Nahrungsmittel- und Getränkeprodukten aus:
- tierischen Rohstoffen (außer Milch)
- pflanzlichen Rohstoffen
c) Anlagen zur Behandlung und Verarbeitung von Milch
9. Sonstige Tätigkeiten
a) Anlagen zur Vorbehandlung (zum Beispiel Waschen, Bleichen, Merzerisieren) oder zum Färben von Fasern oder Textilien
b) Anlagen zum Gerben von Häuten oder Fellen
c) Anlagen zur Oberflächenbehandlung von Stoffen, Gegenständen oder Erzeugnissen unter Verwendung organischer Lösungsmittel, insbesondere zum Appretieren, Bedrucken, Beschichten, Entfetten, Imprägnieren, Kleben, Lackieren, Reinigen oder Tränken
d) Anlagen zur Herstellung von Kohlenstoff (Hartbrandkohle) oder Elektrographit durch Brennen oder Graphitieren
e) Anlagen für den Bau und zum Lackieren von Schiffen oder zum Entfernen von Lackierungen von Schiffen

16. Anforderungen an Anlagen mit geringen Emissionen

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

Leitlinien für Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit in Anlagen ausgeübten Tätigkeiten gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG 11 Anhang II


1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel 11

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

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

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

2. Bestimmung von CO2-Emissionen 11

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

2.1. Berechnung von CO2-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

2.1.1.1. Allgemeine Verbrennungstätigkeiten

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

CO2-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Oxidationsfaktor

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

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

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

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

    wobei:

    1. 1 Verbrauchter Brennstoff

      Ebene 1

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

      Ebene 2

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

      Ebene 3

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

      Ebene 4

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

    2. 2 Unterer Heizwert

      Ebene 1

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

      Ebene 2a

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

      Ebene 2b

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

      Ebene 3

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

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

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

    Ebene 2a

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

    Ebene 2b

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

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

    Ebene 3

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

  3. Oxidationsfaktor

    Für die Überwachung kommen folgende Ebenen in Frage:

    Ebene 1

    Es gilt ein Oxidationsfaktor von 1,0 2.

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

2.1.1.2. Massenbilanzansatz: Russ Erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen

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

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

wobei:

Berechnung:

CO2-Emissionen [t CO2] = ( Σ (TätigkeitsdatenInput* KohlenstoffgehaltInput) - Σ(TätigkeitsdatenProdukte*
KohlenstoffgehaltProdukte) - Σ (TätigkeitsdatenExport* KohlenstoffgehaltExport) - Σ (TätigkeitsdatenBestandsveränderungen*
KohlenstoffgehaltBestandsveränderungen)) * 3,664

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

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

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

    Ebene 4

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

  2. Kohlenstoffgehalt

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

2.1.1.3. Fackeln

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

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

CO2-Emissionen = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Oxidationsfaktor

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

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

    Ebene 2a

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

    Ebene 2b

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

    Ebene 3

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

  3. Oxidationsfaktor:

    Es können niedrigere Ebenen angewandt werden.

    Ebene 1

    Es gilt ein Oxidationsfaktor von 1,0.

    Ebene 2

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

2.1.2. Prozessbedingte Emissionen


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

CO2-Emissionen [t] = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor

wobei:

Berechnungsmethode a "Karbonate"

Die Emissionsberechnung erfolgt auf Basis der Menge des eingesetzten Karbonats:

  1. Tätigkeitsdaten

    Ebene 1

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

  2. Emissionsfaktor:

    Ebene 1

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

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

    Tabelle 1 Stöchiometrische Faktoren

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

Berechnungsmethode B "Gips"

Die Emissionsberechnung erfolgt auf Basis der Menge des erzeugten Gipses:

  1. Tätigkeitsdaten

    Ebene 1

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

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

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

2.2. Messung der CO2-Emissionen

Es gelten die Leitlinien für Messungen gemäß Anhang XII.

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

.

Tätigkeitsspezifische Leitlinien für Mineralölraffinerien gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG  Anhang III

1. Systemgrenzen

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

2. Bestimmung von CO2-Emissionen


Potenzielle CO2-Emissionsquellen:

  1. energiebedingte Emissionen:
  2. prozessbedingte Emissionen

2.1. Berechnung von CO2-Emissionen

2.1.1. Emissionen aus der Verbrennung

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

2.1.2. Prozessemissionen

Spezifische Prozesse, bei denen CO2emittiert wird:

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

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

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

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

Ebene 1

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

Ebene 2

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

Ebene 3

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

Ebene 4

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

2. Wasserstofferzeugung in Raffinerien

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

CO2-Emissionen = TätigkeitsdatenInput* Emissionsfaktor

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

2.2. Messung von CO2-Emissionen

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

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

.

Tätigkeitsspezifische Leitlinien für die Herstellung von Koks gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG 11 Anhang IV

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel 11

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

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

2. Bestimmung von CO2-Emissionen

In Kokereien wird CO2aus folgenden Emissionsquellen und Stoffströmen emittiert:

2.1. Berechnung von CO2-Emissionen

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

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

2.1.1. Massenbilanzansatz 11

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

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

wobei:

Berechnung:

CO2-Emissionen [t CO2] = ( Σ (TätigkeitsdatenInput* KohlenstoffgehaltInput) - Σ(TätigkeitsdatenProdukte*
KohlenstoffgehaltProdukte) - Σ (TätigkeitsdatenExport* KohlenstoffgehaltExport) - Σ TätigkeitsdatenBestandsveränderungen*
KohlenstoffgehaltBestandsveränderungen)) * 3,664

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

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

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

    Ebene 4

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

  2. Kohlenstoffgehalt

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

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

2.1.3. Prozessemissionen

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

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

CO2-Emission [t CO2] = Σ (TätigkeitsdatenINPUT* EmissionsfaktorINPUT) - Σ (TätigkeitsdatenOUTPUT* EmissionsfaktorOUTPUT)

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

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

    1. 1 Als Prozess-Input eingesetzter Brennstoff

      Ebene 1

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

      Ebene 2

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

      Ebene 3

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

      Ebene 4

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

    2. 2 Unterer Heizwert

      Ebene 1

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

      Ebene 2

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

      Ebene 3

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

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

    Es gelten die Referenzfaktoren gemäß Anhang I Abschnitt 11.

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

2.2 Messung von CO2-Emissionen

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

.

Tätigkeitsspezifische Leitlinien für die Röstung und Sinterung von Metallerz gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG 11 Anhang V

1. Systemgrenzen und Anwendung der Kumulierungsregel 11

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

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

2. Bestimmung von CO2-Emissionen

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

2.1. Berechnung von CO2-Emissionen

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

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

2.1.1. Massenbilanzansatz 11

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

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

wobei:

Berechnung:

CO2-Emissionen [t CO2] = (S (TätigkeitsdatenInput* KohlenstoffgehaltInput) - Σ(TätigkeitsdatenProdukte*
KohlenstoffgehaltProdukte) - Σ (TätigkeitsdatenExport* KohlenstoffgehaltExport) - Σ (TätigkeitsdatenBestandsveränderungen*
KohlenstoffgehaltBestandsveränderungen)) * 3,664

wobei:

  1. Tätigkeitsdaten

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

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

    Ebene 4

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

  2. Kohlenstoffgehalt

    Ebene 1

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

    Ebene 2

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

    Ebene 3

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

2.1.2. Emissionen aus der Verbrennung

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

2.1.3. Prozessemissionen

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

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

  1. Tätigkeitsdaten

    Ebene 1

    Der Anlagenbetreiber oder Lieferant bestimmt die Mengen [t] an karbonathaltigem Einsatzmaterial [tCaCO3, tMgCO3oder tCaCO3-MgCO3] und Prozessrückständen, die während des Berichtszeitraums als Einsatzmaterial verwendet werden, mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±5,0 %.

    Ebene 2

    Der Anlagenbetreiber oder Lieferant bestimmt die Mengen [t] an karbonathaltigem Einsatzmaterial [tCaCO3, tMgCO3oder tCaCO3-MgCO3] und Prozessrückständen, die während des Berichtszeitraums als Einsatzmaterial verwendet werden, mit einer höchstzulässigen Unsicherheit von weniger als ±2,5 %.

  2. Emissionsfaktor

    Ebene 1

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

    Tabelle 1 Stöchiometrische Emissionsfaktoren

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

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

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

  3. Umsetzungsfaktor

    Ebene 1

    Es gilt ein Umsetzungsfaktor von 1,0.

    Ebene 2

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

2.2. Messung von CO2-Emissionen

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

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