0.

„Tätigkeitsdaten“: die in einem Prozess verbrauchte oder erzeugte, für die auf Berechnung beruhende Überwachungsmethodik relevante Menge von Brennstoffen oder Materialien, ausgedrückt in Terajoule, als Masse in Tonnen oder — bei Gasen — als Volumen in Normkubikmetern;

1.

„Aktivitätsrate“: die Menge der in den Grenzen eines Herstellungsverfahrens hergestellten Waren (ausgedrückt in MWh für Strom oder in Tonnen für andere Waren);

2.

„Berichtszeitraum“: der vom Anlagenbetreiber als Referenzzeitraum für die Bestimmung der grauen Emission ausgewählte Zeitraum;

3.

„Stoffstrom“:

4.

„Emissionsquelle“: ein einzeln identifizierbarer Teil einer Anlage oder ein Prozess in einer Anlage, aus der bzw. dem relevante Treibhausgase emittiert werden;

5.

„Unsicherheit“: ein sich auf das Ergebnis einer Größenbestimmung beziehender Parameter, der die Streuung der Werte charakterisiert, die dieser Größe wahrscheinlich zugeschrieben werden können, einschließlich der Effekte durch systematische und zufällig auftretende Einflussfaktoren, ausgedrückt als Abweichung der auftretenden Werte vom Mittelwert in Prozent unter Ansatz eines Konfidenzintervalls von 95 %, wobei jede Asymmetrie der Werteverteilung berücksichtigt wird;

6.

„Berechnungsfaktoren“: unterer Heizwert, Emissionsfaktor, vorläufiger Emissionsfaktor, Oxidationsfaktor, Umsetzungsfaktor, Kohlenstoffgehalt und Biomasseanteil;

7.

„Emissionen aus der Verbrennung“: Treibhausgasemissionen, die bei der exothermen Reaktion eines Brennstoffs mit Sauerstoff entstehen;

8.

„Emissionsfaktor“: die durchschnittliche Rate der Emissionen eines Treibhausgases bezogen auf die Tätigkeitsdaten für einen Stoffstrom, wobei bei der Verbrennung von einer vollständigen Oxidation und bei allen anderen chemischen Reaktionen von einer vollständigen Umsetzung ausgegangen wird;

9.

„Oxidationsfaktor“: das Verhältnis des infolge der Verbrennung zu CO2 oxidierten Kohlenstoffs zu dem im Brennstoff insgesamt enthaltenen Kohlenstoff, ausgedrückt als Bruchteil von eins; dabei wird das in die Atmosphäre emittierte Kohlenmonoxid (CO) als moläquivalente Menge CO2 betrachtet;

10.

„Umsetzungsfaktor“: das Verhältnis des als CO2 emittierten Kohlenstoffs zu dem im Stoffstrom vor dem Emissionsprozess enthaltenen Kohlenstoff, ausgedrückt als Bruchteil von eins; dabei wird das in die Atmosphäre emittierte Kohlenmonoxid (CO) als moläquivalente Menge CO2 betrachtet;

11.

„Genauigkeit“: der Grad der Übereinstimmung zwischen dem Messergebnis und dem wahren Wert einer bestimmten Größe (oder einem empirisch mithilfe von international anerkanntem und rückverfolgbarem Kalibriermaterial nach Standardmethoden bestimmten Referenzwert), wobei sowohl zufällig auftretende als auch systematische Einflussfaktoren berücksichtigt werden;

12.

„Kalibrierung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zum Abgleich von Messergebnissen eines Messinstruments oder Messsystems oder von Werten eines Prüfnormals oder Referenzmaterials mit den entsprechenden Werten einer auf einen Referenzstandard rückführbaren Bezugsgröße unter vorgegebenen Bedingungen;

13.

„konservativ“: beruhend auf einer Reihe von auf Sicherheit bedachten Annahmen, wodurch gewährleistet werden soll, dass die gemeldeten Emissionen nicht zu niedrig und die Strom- oder Wärmeerzeugung oder Warenherstellung nicht zu hoch geschätzt werden;

14.

„Biomasse“: der biologisch abbaubare Teil von Erzeugnissen, Abfällen und Reststoffen biologischen Ursprungs der Landwirtschaft, einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe, der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige, einschließlich der Fischerei und der Aquakultur, sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen, darunter auch Industrie- und Haushaltsabfälle biologischen Ursprungs;

15.

„Abfall“: jeder Stoff oder Gegenstand, dessen sich sein Besitzer entledigt, entledigen will oder entledigen muss, mit Ausnahme von Stoffen, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen;

16.

„Reststoff“: ein Stoff, der kein Endprodukt ist, dessen Produktion durch den Produktionsprozess unmittelbar angestrebt wird; er stellt nicht das primäre Ziel des Produktionsprozesses dar, und der Prozess wurde nicht absichtlich geändert, um ihn zu produzieren;

17.

„Reststoffe aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft“: Reststoffe, die unmittelbar in der Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft entstanden sind; sie umfassen keine Reststoffe aus damit verbundenen Wirtschaftszweigen oder aus der Verarbeitung;

18.

„gesetzliche messtechnische Kontrolle“: die von einer Behörde oder Regulierungsstelle ausgeübte Kontrolle der für den Anwendungsbereich eines Messgeräts aus Gründen des öffentlichen Interesses, des Gesundheitsschutzes, der öffentlichen Sicherheit und Ordnung, des Umweltschutzes, der Erhebung von Steuern und Abgaben, des Verbraucherschutzes und des lauteren Handels vorgesehenen Messaufgaben;

19.

„Datenflussaktivitäten“: Aktivitäten im Zusammenhang mit der Erhebung, Verarbeitung und Verwaltung von Daten, die für die Erstellung eines Emissionsberichts anhand von Daten aus Primärquellen benötigt werden;

20.

„Messsystem“: die Gesamtheit der Messinstrumente und sonstigen Ausrüstungen, z. B. Probenahmegeräte und Datenverarbeitungssysteme, die der Bestimmung von Variablen wie Tätigkeitsdaten, Kohlenstoffgehalt, Heizwert oder Emissionsfaktor von Treibhausgasemissionen dienen;

21.

„unterer Heizwert“ (NCV): die bei vollständiger Verbrennung eines Brennstoffs oder Materials mit Sauerstoff unter Standardbedingungen als Wärme freigesetzte spezifische Energiemenge abzüglich der Verdampfungswärme des Wasserdampfs von etwa gebildetem Wasser;

22.

„Prozessemissionen“: Treibhausgasemissionen, bei denen es sich nicht um Emissionen aus der Verbrennung handelt und die infolge einer beabsichtigten bzw. unbeabsichtigten Reaktion zwischen Stoffen oder ihrer Umwandlung entstehen, deren Hauptzweck nicht die Wärmeerzeugung ist, einschließlich aus folgenden Prozessen:

23.

„Charge“: eine bestimmte Brennstoff- oder Materialmenge, die als Einzellieferung oder kontinuierlich über einen bestimmten Zeitraum hinweg repräsentativ beprobt, charakterisiert und weitergeleitet wird;

24.

„Brennstoffgemisch“: ein Brennstoff, der sowohl Biomasse als auch fossilen Kohlenstoff enthält;

25.

„Materialgemisch“: ein Material, das sowohl Biomasse als auch fossilen Kohlenstoff enthält;

26.

„vorläufiger Emissionsfaktor“: der angenommene Gesamtemissionsfaktor eines Brennstoffs oder Materials, basierend auf dem Kohlenstoffgehalt seines Biomasseanteils und seines fossilen Anteils vor der Multiplikation mit dem fossilen Anteil zwecks Bestimmung des Emissionsfaktors;

27.

„fossiler Anteil“: das Verhältnis von fossilem und anorganischem Kohlenstoff zum Gesamtkohlenstoffgehalt eines Brennstoffs oder Materials, ausgedrückt als Bruchteil;

28.

„Biomasseanteil“: das Verhältnis des aus Biomasse stammenden Kohlenstoffs zum Gesamtkohlenstoffgehalt eines Brennstoffs oder Materials, ausgedrückt als Bruchteil;

29.

„kontinuierliche Emissionsmessung“: eine Reihe von Arbeitsschritten zur Bestimmung des Werts einer Größe durch periodische Einzelmessungen, wobei entweder Messungen im Kamin oder extraktive Messungen (Positionierung des Messgeräts in der Nähe des Kamins) vorgenommen werden; diese Art der Messung umfasst nicht die Entnahme einzelner Proben aus dem Kamin;

30.

„inhärentes CO2“: CO2, das Teil eines Stoffstroms ist;

31.

„fossiler Kohlenstoff“: anorganischer und organischer Kohlenstoff, bei dem es sich nicht um Biomasse handelt;

32.

„Messstelle“: die Emissionsquelle, deren Emissionen mithilfe eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsmessung gemessen werden, oder der Querschnitt eines Pipelinesystems, dessen CO2-Fluss mithilfe von Systemen zur kontinuierlichen Emissionsmessung ermittelt wird;

33.

„diffuse Emissionen“: unregelmäßige oder unbeabsichtigte Emissionen aus nicht lokalisierten Quellen oder aus Quellen, die zu vielfältig oder zu klein sind, um einzeln überwacht zu werden;

34.

„Standardbedingungen“: die Standardtemperatur von 273,15 K und der Standarddruck von 101 325 Pa, die einen Normkubikmeter (Nm3) definieren;

35.

„Proxywerte“: empirisch oder aus anerkannten Quellen hergeleitete Jahreswerte, die ein Betreiber anstelle eines Datensatzes einsetzt, um eine vollständige Berichterstattung zu gewährleisten, wenn die angewendete Überwachungsmethodik nicht alle erforderlichen Daten oder Faktoren hervorbringt;

36.

„messbare Wärme“: ein über einen Wärmeträger (wie insbesondere Dampf, Heißluft, Wasser, Öl, Flüssigmetalle und Salze) durch erkennbare Rohre oder Leitungen transportierter Nettowärmestrom, für den ein Wärmezähler installiert wurde bzw. installiert werden könnte;

37.

„Wärmezähler“: Wärmezähler oder jedes andere Gerät zur Messung und Aufzeichnung der erzeugten Menge thermischer Energie auf Basis der Durchflussmenge und der Temperaturen;

38.

„nicht messbare Wärme“: jede Wärme mit Ausnahme messbarer Wärme;

39.

„Restgas“: ein Gas, das unvollständig oxidierten gasförmigen Kohlenstoff unter Standardbedingungen enthält und aus einem der unter Nummer 22 aufgeführten Prozesse hervorgegangen ist;

40.

„Herstellungsverfahren“: die chemischen und physikalischen Verfahren, die in Teilen einer Anlage zur Herstellung von Waren einer in Abschnitt 2 Tabelle 1 dieses Anhangs definierten zusammengefassten Warenkategorie durchgeführt werden, sowie deren spezifische Systemgrenzen in Bezug auf Inputs, Outputs und damit verbundene Emissionen;

41.

„Produktionsweg“: eine bestimmte Technologie, die im Herstellungsverfahren für die Herstellung von Waren einer zusammengefassten Warenkategorie eingesetzt wird;

42.

„Datensatz“: eine Datenart, je nach den Gegebenheiten entweder auf Ebene der Anlage oder der Anlagenteile, wie nachstehend genannt:

43.

„Mindestanforderungen“: Überwachungsmethoden zur Datenbestimmung für die Zwecke der Verordnung (EU) 2023/956, die mit dem zulässigen Mindestaufwand akzeptable Emissionsdaten liefern;

44.

„empfohlene Verbesserungen“: bewährte Überwachungsmethoden, die genauere oder weniger fehlerträchtige Daten liefern als bei bloßer Erfüllung der Mindestanforderungen und deren Anwendung optional ist;

45.

„Falschangabe“: Auslassungen, Fehlinterpretationen oder Fehler in den Berichtsdaten des Anlagenbetreibers mit Ausnahme für Messungen und Laboruntersuchungen zulässiger Unsicherheitsfaktoren;

46.

„wesentliche Falschangabe“: eine Falschangabe, die nach Einschätzung der Prüfstelle für sich allein oder zusammen mit anderen die Wesentlichkeitsschwelle übersteigt oder die Bearbeitung des Berichts des Anlagenbetreibers durch die zuständige Behörde beeinflussen könnte;

47.

„hinreichende Sicherheit“: ein im Prüfgutachten positiv zum Ausdruck kommender hoher, jedoch nicht absoluter Grad an Sicherheit, dass der prüfungspflichtige Bericht des Anlagenbetreibers keine wesentlichen Falschangaben enthält;

48.

„zulässiges Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfsystem“: Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfsysteme am Anlagenstandort für die Zwecke eines CO2-Bepreisungssystems oder verbindliche Emissionsüberwachungssysteme oder ein Emissionsüberwachungssystem in der Anlage, das auch die Überprüfung durch einen akkreditierten Prüfer bedeuten kann, so wie in Artikel 4 Absatz 2 dieser Verordnung vorgesehen.

—

Alle direkt oder indirekt mit den Herstellungsverfahren verbundenen Prozesse wie die Rohmaterialaufbereitung, Mischen, Trocknen und Kalzinieren sowie Abgaswäsche.

—

CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen und Rohmaterialien, soweit relevant.

—

die Kalzinierung von Kalkstein und anderen Karbonaten in den Rohstoffen, konventionelle fossile Ofenbrennstoffe, alternative fossile Ofenbrennstoffe und Rohstoffe, Ofenbrennstoffe mit biogenem Anteil (Abfallbrennstoffe), andere Brennstoffe als Ofenbrennstoffe, Gehalt an nicht karbonatischem Kohlenstoff in Kalkstein und Schiefer oder alternative Rohmaterialien wie Flugasche, die im Rohmehl im Ofen verwendet werden, sowie Rohmaterial für die Abgaswäsche.

—

Die zusätzlichen Bestimmungen Anhang III Abschnitt B.9.2 finden Anwendung.

—

alle CO2-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung, soweit für die Materialtrocknung relevant.

—

Zementklinker;

—

Gebrannter Ton und Lehm, soweit im Prozess verwendet.

—

Alle CO2-Emissionen aus direkt oder indirekt mit dem Prozess verbundener Brennstoffverbrennung.

—

Prozessemissionen aus (ggf.) Karbonaten in Rohmaterialien sowie Abgaswäsche.

—

alle Prozesse, die direkt oder indirekt mit der Wasserstoffherstellung verbunden sind, sowie die Abgaswäsche.

—

Alle im Wasserstoffherstellungsprozess verwendeten Brennstoffe, unabhängig von ihrer energetischen oder nichtenergetischen Verwendung, sowie für andere Verbrennungsprozesse verwendete Brennstoffe, auch zum Zweck der Heißwasser- oder Dampfbereitung.

—

alle Emissionen aus dem direkt oder indirekt mit dem Wasserstoffherstellungsprozess verbundenen Brennstoffeinsatz und aus der Abgaswäsche.

die direkten oder indirekten Emissionen, die im Berichtszeitraum dem Wasserstoff zugeordnet wurden, ausgedrückt in Tonnen CO2;

Em total

die direkten oder indirekten Emissionen des gesamten Herstellungsverfahrens im Berichtszeitraum, ausgedrückt in Tonnen CO2;

die Masse des im Berichtszeitraum verkauften oder verwendeten Sauerstoffs, ausgedrückt in Tonnen;

die Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Sauerstoffs, ausgedrückt in Tonnen;

die Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Wasserstoffs, ausgedrückt in Tonnen;

die Molmasse des O2 (31,998 kg/kmol), und

die Molmasse des H2 (2,016 kg/kmol).

—

alle Emissionen aus dem direkt oder indirekt mit dem Wasserstoffherstellungsprozess verbundenen Brennstoffeinsatz und aus der Abgaswäsche.

=

entweder die direkten oder die indirekten Emissionen, die im Berichtszeitraum dem als Vorläuferstoff verkauften oder verwendeten Wasserstoff zugeordnet wurden, ausgedrückt in Tonnen CO2;

Em total

=

entweder die direkten oder die indirekten Emissionen des gesamten Herstellungsverfahrens im Berichtszeitraum, ausgedrückt in Tonnen CO2;

=

die Masse des im Berichtszeitraum als Vorläuferstoff verkauften oder verwendeten Wasserstoffs, ausgedrückt in Tonnen;

=

die Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Wasserstoffs, ausgedrückt in Tonnen;

=

die Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Chlors, ausgedrückt in Tonnen;

m NaOH,prod

=

Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Natriumhydroxids (Natronlauge), ausgedrückt in Tonnen, berechnet als 100 % NaOH;

=

die Masse des im Berichtszeitraum hergestellten Natriumchlorats, ausgedrückt in Tonnen, berechnet als 100 % NaClO3;

=

die Molmasse des H2 (2,016 kg/kmol).

=

die Molmasse des H2 (70,902 kg/kmol);

M NaOH

=

die Molmasse des NaOH (39,997 kg/kmol), und

=

die Molmasse des NaClO3 (106,438 kg/kmol).

—

alle Brennstoffe, die direkt oder indirekt mit der Ammoniakherstellung verbunden sind, sowie die für die Abgaswäsche verwendeten Materialien.

—

Es werden alle Brennstoffe überwacht, unabhängig davon, ob sie als energetischer oder nichtenergetischer Input verwendet werden.

—

Wird Biogas verwendet, so finden die Vorschriften in Anhang III Abschnitt B.3.3 Anwendung.

—

Wird Wasserstoff aus anderen Produktionswegen dem Prozess hinzugefügt, so wird er als Vorläuferstoff mit seinen eigenen grauen Emissionen behandelt.

—

alle Brennstoffe, die direkt oder indirekt mit der Ammoniakherstellung verbunden sind, sowie die für die Abgaswäsche verwendeten Materialien.

—

Jeder Brennstoff-Input wird als ein Brennstoffstrom überwacht, unabhängig davon, ob er als energetischer oder nichtenergetischer Input verwendet wird.

—

Wird Wasserstoff aus anderen Produktionswegen dem Prozess hinzugefügt, so wird er als Vorläuferstoff mit seinen eigenen grauen Emissionen behandelt.

—

CO2 aus allen Brennstoffen, die direkt oder indirekt mit der Salpetersäureherstellung verbunden sind, sowie die für die Abgaswäsche verwendeten Materialien;

—

N2O-Emissionen aus allen N2O emittierenden Quellen im Herstellungsverfahren, einschließlich ungeminderter und geminderter Emissionen. Etwaige N2O-Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen sind von der Überwachung ausgenommen.

—

CO2 aus allen Brennstoffen, die direkt oder indirekt mit der Harnstoffherstellung verbunden sind, sowie die für die Abgaswäsche verwendeten Materialien.

—

Als Prozess-Input aus einer anderen Anlage bezogenes CO2, das nicht in Harnstoff gebunden ist, ist als Emission anzusehen, sofern es nicht bereits nach einem zulässigen Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfsystem als Emission der Anlage berücksichtigt wurde, in der das CO2 hergestellt wurde.

—

N-Gehalt als Ammonium (NH4 +);

—

N-Gehalt als Nitrat (NO3 –);

—

N-Gehalt als Harnstoff;

—

N-Gehalt in anderen (organischen) Formen.

—

CO2 aus allen Brennstoffen, die direkt oder indirekt mit der Düngemittelherstellung verbunden sind, wie etwa Brennstoffe, die in Trockenanlagen und zur Erwärmung von Input-Materialien sowie für die Abgaswäsche verwendet werden.

—

Ammoniak (als 100 % Ammoniak), soweit im Prozess verwendet;

—

Salpetersäure (als 100 % Salpetersäure), soweit im Prozess verwendet;

—

Harnstoff, soweit im Prozess verwendet;

—

gemischte Düngemittel (insbesondere Salze mit Ammonium oder Nitrat), soweit im Prozess verwendet.

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen;

—

CO2 aus allen Brennstoffen einschließlich Koks, Restgasen wie Kokereigas, Hochofengas oder Konvertergas, die direkt oder indirekt mit dem Herstellungsverfahren verbunden sind, wie auch aus den für die Abgaswäsche verwendeten Materialien.

—

CO2-Emissionen, die durch Brennstoff-Input verursacht sind, unabhängig davon, ob diese der energetischen oder nichtenergetischen Verwendung dienen;

—

CO2-Emissionen aus Prozess-Inputs wie Kalkstein und aus der Abgaswäsche;

—

CO2-Emissionen aus dem Verbrauch von Elektroden oder Elektrodenpasten;

—

im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibender Kohlenstoff, der durch Anwendung einer Massenbilanzmethode gemäß Anhang III Abschnitt B.3.2 berücksichtigt wird.

—

CO2 aus Brennstoffen und Reduktionsmitteln wie Koks, Koksstaub, Kohle, Heizölen, Kunststoffabfällen, Erdgas, Holzabfällen, Holzkohle sowie aus Restgasen wie Kokereigas, Hochofengas oder Konvertergas.

—

Wird Biomasse verwendet, so finden die Vorschriften in Anhang III Abschnitt B.3.3 Anwendung.

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein, Magnesit und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen; Materialien für die Abgaswäsche.

—

Kohlenstoff, der im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibt, wird durch Anwendung einer Massenbilanzmethode berücksichtigt, so wie in Anhang III Abschnitt B.3.2.

—

Eisenerzsinter;

—

Roheisen oder direkt reduziertes Eisen (DRI) aus anderen Anlagen oder Herstellungsverfahren, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Wasserstoff, soweit im Prozess verwendet.

—

CO2 aus Brennstoffen und Reduktionsmitteln wie Koks, Koksstaub, Kohle, Heizölen, Kunststoffabfällen, Erdgas, Holzabfällen, Holzkohlen, Restgasen aus dem Prozess oder Konvertergas usw.

—

Wird Biomasse verwendet, so finden die Vorschriften in Anhang III Abschnitt B.3.3 Anwendung.

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein, Magnesit und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen; Materialien für die Abgaswäsche.

—

Kohlenstoff, der im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibt, wird durch Anwendung einer Massenbilanzmethode gemäß Anhang III Abschnitt B.3.2 berücksichtigt.

—

Eisenerzsinter;

—

Roheisen oder DRI aus anderen Anlagen oder Herstellungsverfahren, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Wasserstoff, soweit im Prozess verwendet.

—

CO2 aus Brennstoffen und Reduktionsmitteln wie Erdgas, Heizölen, Restgasen aus dem Prozess oder Konvertergas usw.;

—

bei Verwendung von Biogas oder anderen Arten von Biomasse finden die Vorschriften in Anhang III Abschnitt B.3.3 Anwendung;

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein, Magnesit und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen; Materialien für die Abgaswäsche;

—

im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibender Kohlenstoff, der durch Anwendung einer Massenbilanzmethode gemäß Anhang III Abschnitt B.3.2 berücksichtigt wird.

—

Eisenerzsinter, soweit im Prozess verwendet;

—

Wasserstoff, soweit im Prozess verwendet;

—

Roheisen oder DRI aus anderen Anlagen oder Herstellungsverfahren, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Beginnt der Prozess mit Heißmetall (flüssigem Roheisen), so umfassen die Systemgrenzen den LD-Konverter, Vakuumentgasung, Sekundärmetallurgie, Argon-Sauerstoff-Entkohlung/Vakuum-Sauerstoff-Entkohlung, Stranggießen oder Blockgießen, ggf. Warmwalzen oder Schmieden sowie alle erforderlichen unterstützenden Vorgänge wie Weiterleitung, Wiedererwärmung und Abgaswäsche;

—

wird im Prozess ein Elektrolichtbogenofen eingesetzt, so umfassen die Systemgrenzen alle relevanten Vorgänge und Einheiten wie den Elektrolichtbogenofen selbst, Sekundärmetallurgie, Vakuumentgasung, Argon-Sauerstoff-Entkohlung/Vakuum-Sauerstoff-Entkohlung, Stranggießen oder Blockgießen, ggf. Warmwalzen oder Schmieden sowie alle erforderlichen unterstützenden Vorgänge wie Weiterleitung, Erwärmen von Rohstoffen und Ausrüstung, Wiedererwärmung und Abgaswäsche;

—

in dieser zusammengefassten Warenkategorie sind nur primäres Warmwalzen und Vorformung durch Schmieden zur Erzeugung der unter die KN-Codes 7207, 7218 und 7224 fallenden Halbzeuge erfasst. Alle sonstigen Walz- und Schmiedeprozesse fallen unter die zusammengefasste Warenkategorie „Eisen- oder Stahlerzeugnisse“.

—

CO2 aus Brennstoffen wie Kohle, Erdgas, Heizölen, Restgasen wie Hochofengas, Kokereigas oder Konvertergas usw.;

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein, Magnesit und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen; Materialien für die Abgaswäsche;

—

Kohlenstoff, der in Schrott, Legierungen, Grafit usw. in den Prozess gelangt, wie auch Kohlenstoff, der im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibt, wird durch Anwendung einer Massenbilanzmethode gemäß Anhang III Abschnitt B.3.2 berücksichtigt.

—

Roheisen, DRI, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Rohstahl aus anderen Anlagen oder Herstellungsverfahren, soweit im Prozess verwendet.

—

CO2 aus Brennstoffen wie Kohle, Erdgas, Heizölen sowie aus Restgasen wie Hochofengas, Kokereigas oder Konvertergas;

—

CO2 aus dem Verbrauch von Elektroden oder Elektrodenpasten;

—

CO2 aus Prozessmaterialien wie Kalkstein, Magnesit und anderen Karbonaten oder karbonatischen Erzen; Materialien für die Abgaswäsche;

—

Kohlenstoff, der zum Beispiel in Schrott, Legierungen, Grafit usw. in den Prozess gelangt, wie auch Kohlenstoff, der im Erzeugnis oder in Schlacken oder Abfällen verbleibt, wird durch Anwendung einer Massenbilanzmethode gemäß Anhang III Abschnitt B.3.2 berücksichtigt.

—

Roheisen, DRI, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Rohstahl aus anderen Anlagen oder Herstellungsverfahren, soweit im Prozess verwendet.

—

Systemgrenzen, die sämtliche Prozessschritte eines integrierten Stahlwerks erfassen, von der Herstellung von Roheisen oder DRI, Rohstahl, Halbzeugen bis zu den fertigen Stahlerzeugnissen, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes fallen;

—

Systemgrenzen, die die Herstellung von Rohstahl, Halbzeugen und fertigen Stahlerzeugnissen umfassen, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes fallen;

—

Systemgrenzen, die die Herstellung von fertigen Stahlerzeugnissen umfassen, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes fallen, beginnend mit Rohstahl, Halbzeugen oder mit anderen fertigen Stahlerzeugnissen, die unter die in Abschnitt 2 aufgeführten KN-Codes fallen, die entweder aus anderen Anlagen bezogen oder innerhalb derselben Anlage, jedoch in einem gesonderten Herstellungsverfahren erzeugt werden.

—

alle Produktionsstufen für die Herstellung von Waren, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes für die zusammengefasste Warenkategorie „Eisen- oder Stahlerzeugnisse“ fallen und die nicht bereits von gesonderten Herstellungsverfahren für Roheisen, DRI oder Rohstahl erfasst sind, so wie nach den Abschnitten 3.11 bis 3.15 dieses Anhangs erforderlich und in der Anlage angewendet;

—

alle in der Anlage durchgeführten Produktionsstufen, beginnend mit dem Rohstahl, einschließlich — wobei dies keine abschließende Aufzählung ist: Wiedererwärmung, Wiedereinschmelzen, Gießen, Warmwalzen, Kaltwalzen, Schmieden, Beizen, Glühen, Plattieren, Beschichten, Verzinken, Drahtziehen, Schneiden, Schweißen, Veredeln.

—

alle CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen und Prozessemissionen aus der Rauchgasreinigung, die mit den Produktionsstufen in der Anlage verbunden sind, einschließlich — wobei dies keine abschließende Aufzählung ist: Wiedererwärmung, Wiedereinschmelzen, Gießen, Warmwalzen, Kaltwalzen, Schmieden, Beizen, Glühen, Aufbringen von Metall- und sonstigen Beschichtungen, Verzinken, Drahtziehen, Schneiden, Schweißen, Veredeln von Eisen- oder Stahlerzeugnissen.

—

Rohstahl, soweit im Prozess verwendet;

—

Roheisen, DRI, soweit im Prozess verwendet;

—

FeMn, FeCr, FeNi, soweit im Prozess verwendet;

—

Eisen- oder Stahlerzeugnisse, soweit im Prozess verwendet.

—

CO2-Emissionen aus dem Verbrauch von Elektroden oder Elektrodenpasten;

—

CO2-Emissionen aus allen verwendeten Brennstoffen (z. B. für Trocknen und Vorwärmen von Rohmaterialien, Vorwärmen von Elektrolysezellen, erforderliche Wärme für das Gießen);

—

CO2-Emissionen aus der Rauchgasreinigung, aus Sodaasche oder Kalkstein (ggf.);

—

durch Anodeneffekte verursachte PFC-Emissionen, die gemäß Anhang III Abschnitt B7 überwacht werden.

—

CO2 aus allen Brennstoffen, die für das Trocknen und Vorwärmen von Rohmaterialien, für Schmelzöfen, für die Vorbehandlung von Schrott, zum Beispiel für Entlackung und Entölung, sowie für die Verbrennung der damit verbundenen Rückstände verwendet werden, sowie CO2 aus den Brennstoffen, die für das Gießen von Ingots, Vorblöcken oder Brammen erforderlich sind;

—

CO2-Emissionen aus allen Brennstoffen, die in damit verbundenen Vorgängen verwendet werden, etwa in der Behandlung von Rückständen aus der Aluminiumabschöpfung und Schlackeaufbereitung;

—

CO2-Emissionen aus der Rauchgasreinigung, aus Sodaasche oder Kalkstein, soweit relevant.

—

Aluminium in Rohform aus anderen Quellen, soweit im Prozess verwendet.

—

Systemgrenzen, die sämtliche Schritte eines integrierten Aluminiumwerks als einen Prozess erfassen, von der Herstellung von Aluminium in Rohform über Halbzeuge bis zu den Aluminiumerzeugnissen, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes fallen;

—

Systemgrenzen, die die Herstellung von Aluminiumerzeugnissen umfassen, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes fallen, beginnend mit Halbzeugen oder mit anderen unter die in Abschnitt 2 aufgeführten KN-Codes fallenden Aluminiumerzeugnissen, die entweder aus anderen Anlagen bezogen oder innerhalb derselben Anlage, jedoch in einem gesonderten Herstellungsverfahren erzeugt werden.

—

alle Produktionsstufen für die Herstellung von Waren, die unter die in Abschnitt 2 dieses Anhangs aufgeführten KN-Codes für die zusammengefasste Warenkategorie „Aluminiumerzeugnisse“ fallen und die nicht bereits von gesonderten Herstellungsverfahren für Aluminium in Rohform erfasst sind, so wie nach Abschnitt 3.17 dieses Anhangs erforderlich und in der Anlage angewendet;

—

alle in der Anlage durchgeführten Produktionsstufen, beginnend mit dem Aluminium in Rohform, einschließlich — wobei dies keine abschließende Aufzählung ist: Wiedererwärmung, Wiedereinschmelzen, Gießen, Walzen, Strangpressen, Schmieden, Beschichten, Verzinken, Drahtziehen, Schneiden, Schweißen, Veredeln.

—

alle CO2-Emissionen aus dem Brennstoffverbrauch bei der Herstellung von Aluminiumerzeugnissen und aus der Abgaswäsche.

—

Aluminium in Rohform, soweit im Herstellungsverfahren verwendet (Primär- und Sekundäraluminium sind, sofern die Daten bekannt sind, gesondert zu berücksichtigen);

—

für den Herstellungsprozess verwendete Aluminiumerzeugnisse.

—

alle Verbrennungsemissionen und Prozessemissionen aus der Rauchgasreinigung.

1.

2.

3.

Für die Berechnung der mit Waren verbundenen grauen Emissionen ist auf den Durchschnitt des gewählten Berichtszeitraums abzustellen.

4.

5.

Sämtliche zur Emissionsberechnung verwendeten Parameter werden so gerundet, dass alle für die Berechnung der Emissionen und die diesbezügliche Berichterstattung signifikanten Stellen enthalten sind.

Spezifische direkte und indirekte graue Emissionen werden in Tonnen CO2e je Tonne Waren ausgedrückt und so gerundet, dass alle signifikanten Stellen bis auf maximal fünf Stellen hinter dem Komma angegeben sind.

1.

Vollständigkeit: Die Überwachungsmethode muss alle Parameter abdecken, die erforderlich sind, um die grauen Emissionen, die mit den in Anhang I der Verordnung (EU) 2023/956 aufgeführten Waren verbunden sind, gemäß den Methoden und Formeln in diesem Anhang zu berechnen.

2.

Stetigkeit und Vergleichbarkeit: Überwachung und Berichterstattung erfolgen konsistent und in der Zeitreihe vergleichbar. Damit die Methoden einheitlich angewendet werden, sind die ausgewählten Methoden in einer Dokumentation zur Überwachungsmethodik schriftlich festzuhalten. Die Methode darf nur geändert werden, wenn dies objektiv gerechtfertigt ist. Stichhaltige Gründe sind:

3.

Transparenz: Die Überwachungsdaten werden eingeholt, aufgezeichnet, zusammengestellt und analysiert, einschließlich Annahmen, Bezugnahmen, Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren, Berechnungsfaktoren, Daten zu grauen Emissionen zugekaufter Vorläuferstoffe, messbarer Wärme und messbarem Strom, Standardwerten für graue Emissionen, Angaben zum zu entrichtenden CO2-Preis sowie allen sonstigen für die Zwecke dieses Anhangs relevanten Daten, und zwar auf transparente Weise, die die Reproduzierbarkeit der Emissionsdatenbestimmung, auch durch unabhängige Dritte wie etwa akkreditierte Prüfer, ermöglicht. Alle Änderungen der Methode sind in der Dokumentation aufzuzeichnen.

In der Anlage werden vollständige und transparente Aufzeichnungen über alle für die Bestimmung der mit den hergestellten Waren verbundenen grauen Emissionen, einschließlich der erforderlichen Belege, geführt und für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren nach Ablauf des Berichtszeitraums aufbewahrt. Diese Aufzeichnungen können berichtspflichtigen Anmeldern offengelegt werden.

4.

Genauigkeit: Mit der gewählten Überwachungsmethode ist gewährleistet, dass die Emissionsbestimmung weder systematisch noch wissentlich falsch ist. Etwaige Fehlerquellen sind anzugeben und weitmöglichst zu reduzieren. Alle Arbeiten sind mit der erforderlichen Sorgfalt auszuführen, um sicherzustellen, dass die auf Berechnung bzw. Messung beruhende Emissionsbestimmung möglichst genaue Ergebnisse zeigt.

Falls Datenlücken auftreten oder voraussichtlich unvermeidbar sind, müssen die Ersatzdaten konservativen Schätzungen entsprechen. Auch in folgenden Fällen sind die Emissionsdaten auf konservative Schätzungen zu stützen:

5.

Integrität der Methode: Die ausgewählte Überwachungsmethode muss die Integrität der zu meldenden Emissionsdaten hinreichend gewährleisten. Die Emissionen sind anhand der in diesem Anhang angeführten geeigneten Überwachungsmethoden zu bestimmen. Die gemeldeten Emissionsdaten dürfen keine wesentlichen Falschangaben enthalten, und bei der Auswahl und Präsentation der Informationen sind Verzerrungen zu vermeiden; in den Berichten sind die grauen Emissionen der in der Anlage hergestellten Waren in glaubhafter und ausgewogener Weise darzustellen.

6.

Optionale Maßnahmen gemäß Abschnitt H dieses Anhangs können ergriffen werden, um die Qualität der zu meldenden Daten, insbesondere die Datenfluss- und Kontrolltätigkeiten, zu verbessern.

7.

Kosteneffizienz: Bei der Wahl der Überwachungsmethode sind die Vorzüge einer größeren Genauigkeit gegen den zusätzlichen Kostenaufwand abzuwiegen. Bei der Überwachung von Emissionen und der diesbezüglichen Berichterstattung wird stets größtmögliche Genauigkeit angestrebt, sofern dies technisch machbar ist und keine unverhältnismäßigen Kosten verursacht.

8.

Kontinuierliche Verbesserung: Es ist regelmäßig zu prüfen, ob sich die Überwachungsmethoden verbessern lassen. Werden die Emissionsdaten überprüft, so sind in den Überprüfungsberichten gegebene Verbesserungsempfehlungen in angemessenem Zeitraum umzusetzen, es sei denn, die Verbesserung würde unverhältnismäßige Kosten verursachen oder wäre technisch unmöglich.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Die Kosten für die Bestimmung eines bestimmten Datensatzes sind als unverhältnismäßig anzusehen, wenn die vom Anlagenbetreiber veranschlagten Kosten den Nutzen der spezifischen Bestimmungsmethode überwiegen. Zur Berechnung des Nutzens wird der Verbesserungsfaktor mit einem Referenzpreis von 20 EUR je Tonne CO2e multipliziert, wobei die Kosten gegebenenfalls eine angemessene Abschreibung über die wirtschaftliche Lebensdauer der Ausrüstung einschließen.

Der Verbesserungsfaktor ist:

Maßnahmen zur Verbesserung der Überwachungsmethodik einer Anlage, deren Gesamtkosten 2 000 EUR pro Jahr nicht überschreiten, sind nicht als unverhältnismäßig anzusehen.

a)

Für jede der in Anhang II Abschnitt 2 festgelegten zusammengefassten Warenkategorien, die für die Anlage relevant sind, ist ein einziges Herstellungsverfahren festzulegen.

b)

Abweichend von Buchstabe a können für jeden Produktionsweg gesonderte Herstellungsverfahren festgelegt werden, wenn es in derselben Anlage für dieselbe zusammengefasste Warenkategorie verschiedene Produktionswege gemäß Anhang II Abschnitt 3 gibt oder wenn der Betreiber freiwillig für verschiedene Waren oder Warengruppen eine gesonderte Überwachung wählt. Eine stärker untergliederte Festlegung der Herstellungsverfahren ist auch zulässig, wenn dies mit einem zulässigen Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfsystem, dem die Anlage unterliegt, im Einklang steht.

c)

Abweichend von Buchstabe a kann, sofern zumindest ein Teil der für komplexe Waren relevanten Vorläuferstoffe in derselben Anlage hergestellt wird wie die komplexen Waren und sofern die jeweiligen Vorläuferstoffe nicht zum Weiterverkauf oder zur Verwendung in anderen Anlagen weitergeleitet werden, die Herstellung von Vorläuferstoffen und komplexen Waren auch in einem gemeinsamen Herstellungsverfahren erfasst werden. In solchen Fällen unterbleibt die gesonderte Berechnung der mit den Vorläuferstoffen verbundenen grauen Emissionen.

d)

Sektorale Abweichungen von Buchstabe a sind in folgenden Fällen möglich:

e)

Dient ein Teil der Anlage der Herstellung von Waren, die nicht in Anhang I der Verordnung (EU) 2023/956 aufgeführt sind, wird zur Verbesserung empfohlen, den betreffenden Teil als ein zusätzliches Herstellungsverfahren zu überwachen, um die Vollständigkeit der Gesamtemissionsdaten der Anlage zu bestätigen.

1.

Die Mindestanforderung ist, dass alle relevanten Treibhausgasemissionsquellen und Stoffströme erfasst werden, die direkt oder indirekt mit der Herstellung der in Anhang II Abschnitt 2 aufgeführten Waren verbunden sind.

2.

Zur Verbesserung wird empfohlen, alle Emissionsquellen und Stoffströme der Gesamtanlage zu erfassen, um Plausibilitätskontrollen durchzuführen und die Energie- und Emissionseffizienz der gesamten Anlage zu kontrollieren.

3.

Zu berücksichtigen sind alle Emissionen aus dem Regelbetrieb wie auch aus außergewöhnlichen Ereignissen, einschließlich Anfahren, Herunterfahren und Notfallsituationen, die im Berichtszeitraum anfallen.

4.

Emissionen zu Beförderungszwecken eingesetzter mobiler Geräte sind ausgenommen.

1.

der auf Berechnung beruhenden Methodik, nach der Emissionen aus Stoffströmen anhand von Tätigkeitsdaten ermittelt werden, die durch Messsysteme und zusätzliche Parameter aus Laboranalysen oder Standardwerten gewonnen werden; der auf Berechnung beruhenden Methodik, die gemäß der Standardmethode oder der Massenbilanzmethode implementiert werden kann.

2.

Die auf Messung beruhende Methodik, nach der Emissionen aus einer Emissionsquelle durch kontinuierliche Messung der relevanten Treibhausgaskonzentration im Abgasstrom und durch kontinuierliche Messung des Abgasstroms als solchem ermittelt werden.

a)

für welchen Stoffstrom die auf Berechnung beruhende Standardmethode oder die Massenbilanzmethode angewandt wird, einschließlich detaillierter Beschreibung der Bestimmung jedes der in Abschnitt B.3.4 dieses Anhangs genannten relevanten Parameter;

b)

für welche Emissionsquelle eine auf Messung beruhende Methodik angewandt wird, einschließlich der Beschreibung aller in Abschnitt B.6 dieses Anhangs genannten relevanten Elemente;

c)

in Form eines geeigneten Diagramms oder einer Prozessbeschreibung der Anlage geführter Nachweis, dass die Angaben zu den Anlagenemissionen weder auf Doppelzählungen beruhen noch Datenlücken aufweisen.

EmInst

=

die (direkten) Anlagenemissionen, ausgedrückt in Tonnen CO2e;

Emcalc,i

=

die Emissionen aus Stoffstrom i, bestimmt nach einer auf Berechnung beruhenden Überwachungsmethodik, ausgedrückt in Tonnen CO2e;

Emmeas,j

=

die Emissionen aus Emissionsquelle j, bestimmt nach einer auf Messung beruhenden Methodik, ausgedrückt in Tonnen CO2e, sowie

Emother,k

=

nach einer anderen Methode bestimmte Emissionen, Index k ausgedrückt in Tonnen CO2e.

Emi

=

die Emissionen [t CO2], verursacht durch Brennstoff i;

EFi

=

der Emissionsfaktor [t CO2/TJ] des Brennstoffs i;

ADi

=

die Tätigkeitsdaten [TJ] des Brennstoffs i, berechnet als

FQi

=

die verbrauchte Brennstoffmenge [t oder m3] des Brennstoffs i;

NCVi

=

der untere Heizwert [TJ/t oder TJ/m3] des Brennstoffs i;

OFi

=

der Oxidationsfaktor (dimensionslos) des Brennstoffs i, berechnet als:

Cash

=

der in Asche und Rauchgasreinigungsstaub enthaltene Kohlenstoff und

Ctotal

=

der Gesamtkohlenstoffgehalt des verbrannten Brennstoffs.

a)

Die Tätigkeitsdaten werden ausgedrückt als Brennstoffmenge (d. h. in t oder m3);

b)

der EF wird ausgedrückt in t CO2/t Brennstoff oder t CO2/m3 Brennstoff und

c)

der NCV darf bei der Berechnung ausgelassen werden. Zur Verbesserung wird jedoch empfohlen, den NCV anzugeben, um Kohärenzkontrollen und die Überwachung der Energieeffizienz des gesamten Herstellungsverfahrens zu ermöglichen.

f

=

das Verhältnis der Molmassen von CO2 und C: f = 3,664 t CO2/t C.

EFpre,i

=

der vorläufige Emissionsfaktor des Brennstoffs i (d. h. der Emissionsfaktor beruht auf der Annahme, dass der gesamte Brennstoff fossil ist) und

BFi

=

der Biomasseanteil (dimensionslos) des Brennstoffs i.

ADj

=

die Tätigkeitsdaten [t Material] des Materials j;

EFi

=

der Emissionsfaktor [t CO2/t] des Materials j, und

CFj

=

der Umsetzungsfaktor (dimensionslos) des Materials j.

1.

einen vorläufigen Emissionsfaktor für das Materialgemisch bestimmen, indem der Gesamtkohlenstoffgehalt (CCj ) analysiert und ein Umsetzungsfaktor sowie gegebenenfalls der Biomasseanteil und untere Heizwert bezogen auf diesen Gesamtkohlenstoffgehalt angewandt wird; oder

2.

den Gehalt an organischen und anorganischen Stoffen getrennt bestimmen und sie als zwei getrennte Stoffströme behandeln.

—

Methode A (Input-Betrachtung): Der Emissionsfaktor, der Umsetzungsfaktor und die Tätigkeitsdaten beziehen sich auf die Menge des im Prozess eingesetzten Material-Inputs. Es sind die in Tabelle 3 des Anhangs VIII angegebenen Standard-Emissionsfaktoren für reine Karbonate zu verwenden, unter Berücksichtigung der gemäß Abschnitt B.5 dieses Anhangs bestimmten Materialzusammensetzung.

—

Methode B (Output-Betrachtung): Der Emissionsfaktor, der Umsetzungsfaktor und die Tätigkeitsdaten beziehen sich auf die Menge des im Prozess erzeugten Outputs. Es sind die in Tabelle 4 des Anhangs VIII angegebenen Standard-Emissionsfaktoren von Metalloxiden nach der Entkarbonisierung zu verwenden, unter Berücksichtigung der gemäß Abschnitt B.5 dieses Anhangs bestimmten Materialzusammensetzung.

ADk

=

die Tätigkeitsdaten [t] des Materials k; bei Outputs ist ADk negativ;

f

=

das Verhältnis der Molmassen von CO2 und C: f = 3,664 t CO2/t C, und

CCk

=

der Kohlenstoffgehalt des Materials k (dimensionslos und positiv).

CCpre,k

=

der vorläufige Kohlenstoffgehalt des Brennstoffs k (d. h. der Emissionsfaktor beruht auf der Annahme, dass der gesamte Brennstoff fossil ist) und

BFk

=

der Biomasseanteil (dimensionslos) des Brennstoffs k (dimensionslos).

1.

Die Biomasse muss den Nachhaltigkeitskriterien und den Kriterien für Treibhausgaseinsparungen in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 genügen.

2.

Abweichend vom vorstehenden Unterabsatz muss Biomasse, die in Abfällen und Reststoffen — mit Ausnahme von Reststoffen aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei oder Forstwirtschaft — enthalten ist oder daraus hergestellt wird, lediglich die Kriterien gemäß Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen. Dieser Unterabsatz gilt auch für Abfälle und Reststoffe, die vor ihrer Weiterverarbeitung zu Brennstoffen zuerst zu einem anderen Produkt verarbeitet werden.

3.

Strom, Wärme und Kälte, die aus festen Siedlungsabfällen erzeugt werden, unterliegen nicht den in Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien.

4.

Die in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien gelten unabhängig von der geografischen Herkunft der Biomasse.

5.

Die Einhaltung der in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien wird gemäß Artikel 30 und Artikel 31 Absatz 1 dieser Richtlinie bewertet.

1.

Standardmethode, Verbrennung:

2.

Standardmethode, Prozessemissionen:

3.

Massenbilanz:

1.

eine Methode, die auf der kontinuierlichen Messung in dem Prozess beruht, in dem das Material verbraucht oder erzeugt wird;

2.

eine Methode, die auf der Aggregierung von gesondert vorgenommenen (chargenweisen) Messungen der gelieferten oder erzeugten Mengen unter Berücksichtigung relevanter Bestandsveränderungen beruht. Für diese Zwecke gilt:

1.

anhand von Vorjahresdaten in Korrelation mit geeigneten Aktivitätsraten für den Berichtszeitraum;

2.

anhand dokumentierter Verfahren und der entsprechenden Daten in den geprüften Finanzberichten für den Berichtszeitraum.

1.

wenn der Betreiber kein eigenes Messsystem zur Bestimmung des betreffenden Datensatzes hat;

2.

wenn die Bestimmung des Datensatzes mit dem eigenen Messsystem des Betreibers technisch nicht machbar ist bzw. unverhältnismäßige Kosten verursachen würde;

3.

wenn der Betreiber nachweist, dass das sich seiner Kontrolle entziehende Messsystem zuverlässigere Ergebnisse liefert und weniger fehlerträchtig ist.

1.

die Mengen, die in den von einem Handelspartner ausgestellten Rechnungen ausgewiesen sind, sofern eine kommerzielle Transaktion zwischen zwei unabhängigen Handelspartnern stattfindet;

2.

die Werte, die durch direkte Ablesung von den Messsystemen ermittelt werden.

1.

Verwendung von Standardwerten;

2.

Verwendung von Proxywerten auf der Grundlage empirischer Korrelationen zwischen dem relevanten Berechnungsfaktor und anderen leichter messbaren Eigenschaften;

3.

Verwendung auf Laboranalysen beruhender Werte.

a)

die in Anhang VIII angegebenen Standardfaktoren;

b)

die in den gültigen IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare (1) angegebenen Standardfaktoren;

c)

Werte, die auf in der Vergangenheit durchgeführten Laboranalysen beruhen, nicht mehr als fünf Jahre alt sind und als repräsentativ für den Brennstoff oder das Material angesehen werden.

a)

Standardfaktoren, die das Land, in dem sich die Anlage befindet, für sein jüngstes dem Sekretariat der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen vorgelegtes nationales Inventar verwendet;

b)

Werte, die von nationalen Forschungseinrichtungen, Behörden, Normungsorganisationen, Statistikämtern usw. für eine detailliertere Emissionsberichterstattung als die im vorhergehenden Unterabsatz genannte veröffentlicht werden;

c)

vom Lieferanten eines Brennstoffs oder Materials spezifizierte und garantierte Werte, sofern nachgewiesen wird, dass der Kohlenstoffgehalt ein 95%iges Konfidenzintervall von höchstens 1 % aufweist;

d)

stöchiometrische Werte für den Kohlenstoffgehalt und dazugehörige Literaturwerte für den unteren Heizwert (NCV) eines reinen Stoffs;

e)

Werte, die auf in der Vergangenheit durchgeführten Laboranalysen beruhen, nicht mehr als zwei Jahre alt sind und als repräsentativ für den Brennstoff oder das Material gelten.

a)

der Dichtemessung bestimmter Öle oder Gase, einschließlich solcher, die üblicherweise in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden;

b)

dem unteren Heizwert bestimmter Kohlearten.

a)

keine Angabe der Mindesthäufigkeit in der Tabelle;

b)

Festlegung einer anderen Mindesthäufigkeit der Analysen für dieselbe Art Material oder Brennstoff in einem zulässigen Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfsystem;

c)

Verursachung unverhältnismäßiger Kosten bei Anwendung der in Table 1 dieses Anhangs angegebenen Mindesthäufigkeit;

d)

auf historischen Daten, einschließlich Analysewerten für die betreffenden Brennstoffe oder Materialien aus dem dem laufenden Berichtszeitraum unmittelbar vorangegangenen Berichtszeitraum, beruhender Nachweis, dass die Abweichung bei den Analysewerten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material nicht mehr als 1/3 des Unsicherheitswerts für die Bestimmung der Tätigkeitsdaten für den betreffenden Brennstoff oder das betreffende Material ausmacht.

1.

Es ist wirtschaftlich unabhängig vom Betreiber oder zumindest organisatorisch vor der Einflussnahme durch die Leitung der Anlage geschützt;

2.

es wendet die für die angeforderten Analysen geltenden Normen an;

3.

es beschäftigt Personal mit der für die übertragenen Aufgaben erforderlichen Kompetenz;

4.

Probenahme und Probevorbereitung, einschließlich Kontrolle der Unversehrtheit der Probe, werden im Labor angemessen gehandhabt;

5.

Kalibrierung, Probenahme und Analysemethoden des Labors unterliegen regelmäßiger Qualitätssicherung durch geeignete Methoden, einschließlich regelmäßiger Teilnahme an Eignungsprüfungsprogrammen, Anwendung von Analysemethoden auf zertifizierte Referenzmaterialien oder Vergleichsuntersuchung mit einem akkreditierten Labor;

6.

es betreibt geeignetes Gerätemanagement, einschließlich Pflege und Implementierung von Verfahren für die Kalibrierung, Justierung, Wartung und Reparatur von Geräten, und führt entsprechende Aufzeichnungen.