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Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über die Überwachung, Berichterstattung und Prüfung betreffend Emissionen von Treibhausgasen (Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungs-Verordnung - ÜBPV)

Typ Verordnung

Veröffentlichung 2007-12-05

Letzte Aktualisierung 2010-10-06

Status Aufgehoben · 2010-10-05

Ministerium BKA (Bundeskanzleramt)

Quelle RIS

Artikel 43

Änderungshistorie JSON API

Ebene 2: Der Grad der Kalzinierung und die Zusammensetzung des Staubs sind mindestens ein Mal jährlich durch Analyse gemäß § 13 zu ermitteln. Der Emissionsfaktor [t CO tief 2/t Staub] ist auf der Basis der Zusammensetzung und des Grads der Kalzinierung nach folgender Formel zu berechnen:

EF tief Cli

___________ x d

1 + EF tief Cli

EF tief CKD = _______________________

EF tief Cli

1 - _______________ x d

1 + EF tief Cli

wobei:

EF tief CKD: Emissionsfaktor für teilweise kalzinierten

Zementofenstaub

EF tief Cli: anlagenspezifischer Emissionsfaktor für Klinker d: Grad der Zementofenstaub-Kalzinierung (freigesetztes CO tief 2 als Anteil des Gesamtkarbonat-CO tief 2 in der Rohmischung)

Berücksichtigung von nicht karbonatischem Kohlenstoff im Rohmehl

Bei Methode B sind Emissionen von CO tief 2, das nicht aus der Kalzinierung von CaCO tief 3 oder MgCO tief 3 stammt, mit folgenden Bestimmungsmethoden zu berücksichtigen:

Emissionsfaktor:

Ebene 1: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis geschätzt.

Ebene 2: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird mindestens ein Mal jährlich durch Analyse gemäß § 13 bestimmt.

Umsetzungsfaktor:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor ist 1,0 (= 100 v. H.).

Ebene 2: Der Umsetzungsfaktor wird nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis berechnet.

Die Bestimmung von nicht karbonatischem Kohlenstoff kann bis 31.12.2012 entfallen, wenn dies bei der Zuteilung nicht berücksichtigt wurde.

12.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Kalk Prozessemissionen sind entweder auf Basis des Karbonatanteils des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder anhand der Menge des hergestellten Branntkalks (Berechnungsmethode B) zu berechnen. Die Ansätze gelten als äquivalent und können beide vom Inhaber verwendet werden, um die Ergebnisse der jeweils anderen Methode zu bestätigen.

Methode A (Auf Karbonatinput bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Ebene 1: Die Bestimmung der CaCO tief 3- und MgCO tief 3-Menge und – sofern relevant – der Menge an organischem Kohlenstoff in jedem relevanten Einsatzmaterial erfolgt durch Analyse gemäß § 13. Die Zusammensetzungsdaten werden mit den relevanten stöchiometrischen Faktoren in Emissionsfaktoren umgerechnet.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse von im Produkt verbliebenem Kohlenstoff (anorganischer Kohlenstoff in Form CO tief 2) erfolgt gemäß § 13.

Methode B (Auf Produkt bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Ebene 1: Die Bestimmung des CaO- und MgO-Gehalts des Produktes erfolgt durch Analyse gemäß § 13. Zur Umrechnung von Zusammensetzungsdaten in Emissionsfaktoren werden stöchiometrische Faktoren verwendet, wobei davon ausgegangen wird, dass die gesamte CaO- und MgO-Menge aus den jeweiligen Karbonaten produziert wurde.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die Bestimmung des im Rohmaterial vorhandenen (nicht karbonatischen) CaO und MgO erfolgt durch zusätzliche Analyse gemäß § 13.

13.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Glas

Der Emissionsfaktor von eingesetzten Rohstoffen ist auf Grund der Zusammensetzungsdaten und von stöchiometrischen Faktoren zu ermitteln:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, wird die Zusammensetzung relevanter Karbonate bzw. sonstiger Rohstoffe nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis ermittelt.

Ebene 2: Die Zusammensetzung relevanter Karbonate bzw. sonstiger Rohstoffe wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

14.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von keramischen Erzeugnissen Prozessemissionen sind entweder auf Basis des Kohlenstoffanteils des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder anhand der Menge des hergestellten Produkts (Berechnungsmethode B) zu berechnen. Methode A ist insbesondere bei Anlagen, die naturbelassenen Ton oder Rohstoffe mit hohem organischem Kohlenstoffanteil verarbeiten, anzuwenden.

Methode A (auf Karbonatinput bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, beträgt der Emissionsfaktor 0,08794 t CO tief 2/t Trockenton (entsprechend 0,2 t CaCO tief 3/t).

Ebene 2: Der Emissionsfaktor wird unter Berücksichtigung der besonderen Anlagenmerkmale und der Produktpalette für jeden Stoffstrom mindestens einmal jährlich nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis aktualisiert.

Ebene 3: Die Zusammensetzung des relevanten Rohmaterials

mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse von im Produkt verbliebenem

Kohlenstoff erfolgt gemäß § 13.

Methode B (auf Produkt bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Auf Basis des Gehalts des Produkts an relevanten Metalloxiden, z. B. CaO, MgO und BaO, wird anhand der stöchiometrischen Faktoren ein Emissionsfaktor berechnet.

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, beträgt der Emissionsfaktor 0,09642 t CO tief 2/t Produkt (entsprechend 0,2 t CaCO tief 3/t Ton).

Ebene 3: Die Zusammensetzung der Produkte wird mittels

Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse der Zusammensetzung der Rohmaterialien erfolgt gemäß § 13.

Emissionen aus der Abgasreinigung

Sofern bei der Zuteilung CO tief 2-Prozessemissionen aus der Abgasreinigung berücksichtigt wurden, sind diese nach der folgenden Methode zu überwachen. Anderenfalls können diese Emissionen freiwillig als Zusatzinformation berichtet werden.

Emissionsfaktor: Ebene 1: Der Emissionsfaktor beträgt 0,440 [t CO tief 2/t CaCO tief 3].

15.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Zellstoff und Papier

Emissionen, die aus dem Einsatz von Karbonaten stammen, die dem Chemikalienkreislauf zugeführt werden, sind wie folgt zu überwachen:

Emissionsfaktor: Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, erfolgt die Bestimmung der Menge von CaCO tief 3, Na tief 2 CO tief 3 oder anderen Karbonaten im jeweiligen Einsatzmaterial nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis. Der Emissionsfaktor wird daraus an Hand stöchiometrischer Faktoren bestimmt.

Abschnitt 3: Ebenen für kontinuierliche Emissionsmessung

Werden Emissionen mittels Emissionsmessung gemäß § 7 Abs. 1 Z 2 ermittelt, so sind dabei folgende Ebenen zu verwenden:

Ebene 1: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als +-10,0% erreicht werden.

Ebene 2: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als +-7,5% erreicht werden.

Ebene 3: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als +-5,0% erreicht werden.

Ebene 4: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als +-2,5% erreicht werden.

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 2 (zu §§ 7, 8, 9, 9a, 12, 13 und 18)

Ebenen für die Überwachung von tätigkeitsspezifischen Treibhausgasemissionen

Abschnitt 1: Tätigkeitsdaten

Die Ebene der Bestimmung von Tätigkeitsdaten des jeweiligen Stoffstroms wird definiert durch die Unsicherheit der Mengenbestimmung im Berichtszeitraum. Die höchstzulässige Unsicherheit für jede Ebene ist aus Tabelle 7 zu entnehmen.

Tabelle : Höchstzulässige Unsicherheiten für die Bestimmung der Tätigkeitsdaten

Tätigkeit	Stoffstromart	Höchstzulässige Unsicherheit für Ebene Nr.
1	2	3	4
Verbrennungsanlagen und Emissionen aus Verbrennung bei sonstigen Tätigkeiten	Kommerzielle Standardbrennstoffe	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Andere gasförmige flüssige Brennstoffe	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Feste Brennstoffe	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Massenbilanzansatz für Ruß erzeugende Anlagen und Gasaufbereitungsstationen	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Fackeln	±17,5%	±12,5%	±7,5%	--
Abgaswäsche – Karbonat	±7,5%	--	--	--
Abgaswäsche – Gips	±7,5%	--	--	--
Mineralölraffinerien	Regeneration von katalytischen Crackern	±10,0%^*)	±7,5%^*)	±5,0%^*)	±2,5%^*)
Wasserstofferzeugung	±7,5%	±2,5%	--	--
Kokereien	Massenbilanz	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Brennstoff als Prozess-Input	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Röst- und Sinteranlagen für Metallerze	Massenbilanz	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Karbonat-Input	±5,0%	±2,5%	--	--
Produktion von Eisen und Stahl	Massenbilanz	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Brennstoff als Prozess-Input	±7,5%	±5,0%	±2,5%	±1,5%
Produktion von Zementklinker	Prozess-Input (Karbonate)	±7,5%	±5,0%	±2,5%	--
Klinker-Herstellung	±5,0%	±2,5%	--	--
CKD	-^**)	±7,5%	--	--
nicht-karbonatischer Kohlenstoff	±15,0%	±7,5%	--	--
Produktion von Kalk	Karbonate	±7,5%	±5,0%	±2,5%	--
Erdalkalimetalloxide	±5,0%	±2,5%	--	--
Produktion von Glas	Karbonate	±2,5%	±1,5%	--	--
Produktion von Keramik	Kohlenstoff-Input	±7,5%	±5,0%	±2,5%	--
Alkalioxid	±7,5%	±5,0%	±2,5%	--
Abgaswäsche	±7,5%	--	--	--
Produktion von Papier und Zellstoff	Standardmethode	±2,5%	±1,5%	--	--

*) Bei der Überwachung der Emissionen aus der Regeneration von Katalysatoren (Katalytische Cracker, Flexicoking etc.) in Mineralölraffinerien bezieht sich die geforderte Unsicherheit auf die Gesamtunsicherheit aller Emissionen aus dieser Quelle.

**) Bei der Überwachung der Emissionen auf Grund von Staubabscheidung ist für Ebene 1 die abgeschiedene Staubmenge nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis zu schätzen.

Abschnitt 2: Ebenen für Rechenfaktoren

Zur Bestimmung der Rechenfaktoren sind für die jeweils angegebenen Stoffstromarten folgende Ebenen anzuwenden:

Spezifischer unterer Heizwert:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, ist ein IPCC-Standardfaktor (gemäß MR-Leitlinien) anzuwenden. Ist kein derartiger Faktor vorhanden, so sind auch andere konstante Werte zulässig, wie insbesondere Literaturwerte oder auf einmaligen Analysen basierende Werte, sofern sie auf geltenden wissenschaftlichen Standards basieren und auch bei der Berechnung der Zuteilung verwendet wurden. Ist für einen Brennstoff ein Standardfaktor gemäß Ebene 2a verfügbar, so ist Ebene 1 nicht anwendbar.

Ebene 2a: Es sind Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur gemäß Anhang 3 heranzuziehen.

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, und diese Methodik wurde auch bei der Zuteilung angewandt.

Ebene 3: Der Heizwert wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Emissionsfaktor bei Brennstoffen

Diese Ebenen sind für sämtliche Brennstoffe für sämtliche Tätigkeiten gemäß Anhang 1 EZG anzuwenden, auch wenn die Emissionen aus den Brennstoffen gemäß der bei der Zuteilung angewendeten Methodik als Prozessemissionen gewertet werden. Diese Ebenen sind nicht anzuwenden, wenn die vom jeweiligen Brennstoff verursachten Emissionen gemäß Massenbilanzmethodik ermittelt werden.

Ebene 2a: Es sind Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur gemäß Anhang 3 heranzuziehen.

Ebene 2b: Der Inhaber berechnet die Emissionsfaktoren für den betreffenden Brennstoff auf der Grundlage eines der folgenden etablierten Proxywerte:

a. einer Dichtemessung spezifischer Öle oder Gase, wie sie zB in Raffinerien oder in der Stahlindustrie eingesetzt werden, und

b. dem unteren Heizwert bestimmter Kohlearten,

kombiniert mit einer empirischen Korrelation, die von einem akkreditierten Labor mindestens ein Mal jährlich bestimmt wird.

Ebene 3: Der Emissionsfaktor wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Oxidationsfaktor bei Brennstoffen:

Ebene 1: Der Oxidationsfaktor beträgt 1,0.

Ebene 2: Der Oxidationsfaktor wird entsprechend den Angaben der Standardoxidationsfaktoren in der nationalen Treibhausgasinventur festgelegt. Diese Ebene dient lediglich der Konsistenz der Berichterstattung der Mitgliedstaaten der Europäischen Union und ist für Anlagen, die dem EZG unterliegen, nicht anzuwenden, damit die Ebene gemäß der österreichischen Treibhausgasinventur mit Ebene 1 übereinstimmt.

Ebene 3: Der Inhaber ermittelt den Oxidationsfaktor gemäß den Anforderungen von § 8 Abs. 7.

Biogener Anteil des Kohlenstoffs

Ebene 1: Es ist ein konstanter Wert gemäß § 12 Abs. 2 Z 1 anzuwenden.

Ebene 2: Der biogene Anteil des Kohlenstoffs wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Besondere Bestimmungen für Emissionen von Fackeln

Abweichend von der Standardberechnungsformel gemäß § 8 Abs. 1 dürfen Emissionen von Fackeln auch mit Hilfe eines mengenbezogenen Emissionsfaktors berechnet werden. In diesem Fall ist für den Heizwert lediglich ein Proxywert zu berichten. Die anzuwendende Formel lautet:

Emissionen = Tätigkeitsdaten x Emissionsfaktor (x Oxidationsfaktor).

In diesem Fall sind folgende Ebenen für den Emissionsfaktor definiert:

Ebene 1: Der Emissionsfaktor beträgt konstant 0,00393 t CO2/Nm³ Fackelgas entsprechend der Verbrennung von Ethan.

Ebene 2a: Es sind Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur gemäß Anhang 3 heranzuziehen.

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 wird mittels Analysen gemäß § 13 des Kohlenstoffgehalts des abgefackelten Gases ermittelt.

Besondere Bestimmungen für Ruß erzeugende Anlagen

Die Emissionen aus der Verbrennung in Ruß erzeugenden Anlagen sind nach dem Verfahren der Massenbilanz zu berechnen.

Prozessemissionen von Verbrennungsanlagen

Sofern bei der Zuteilung CO2-Prozessemissionen aus der Rauchgaswäsche berücksichtigt wurden, sind diese nach einer der beiden folgenden Methoden zu überwachen. Anderenfalls können diese Emissionen als Zusatzinformation berichtet werden.

Methode A (Karbonatinput):

Die Tätigkeitsdaten sind die Menge des im Prozess eingesetzten Karbonats, insbesondere von Kalkstein oder Dolomit.

Emissionsfaktor: Ebene 1: Die Bestimmung der CaCO3- bzw. MgCO3-Menge im jeweiligen Einsatzmaterial erfolgt nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis.

Methode B (Gipsproduktion):

Die Tätigkeitsdaten sind die Menge des im Prozess produzierten Gipses.

Emissionsfaktor: Ebene 1: Der konstante Wert 0,2558 t CO2/t Trockengips (CaSO4° 2H2O) ist anzuwenden.

Besondere Bestimmungen für Emissionen aus der Regeneration von Katalysatoren (Katalytische Cracker, Flexicoking etc.) in Mineralölraffinerien

Emissionen aus diesen Anlagen 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 (Umrechnungsfaktor: 1 t CO entspricht 1,571 t CO2). Die Analyse von zugeführter Luft und Abgasen erfolgt gemäß § 13.

Als Tätigkeitsdaten werden unmittelbar die Emissionen gemeldet. Eine gesonderte Angabe von Rechenfaktoren wird nicht gefordert. Die Unsicherheitsschwellenwerte für Tätigkeitsdaten gemäß Abschnitt 1 dieses Anhangs beziehen sich auf die Gesamtunsicherheit aller Emissionen aus dieser Quelle.

Besondere Bestimmungen für Emissionen aus Anlagen zur Produktion von Wasserstoff (H2) in Mineralölraffinerien

Abweichend von der Standardberechnungsformel gemäß § 8 Abs. 1 dürfen Emissionen von H2 produzierenden Anlagen mit Hilfe eines massenbezogenen Emissionsfaktors berechnet werden. Ein Oxidationsfaktor ist nicht anzuwenden. Für den Heizwert ist ein Proxywert zu berichten. Die anzuwendende Formel lautet:

Emissionen = Tätigkeitsdaten x Emissionsfaktor

In diesem Fall sind folgende Ebenen für den Emissionsfaktor definiert:

Ebene 1: Der Emissionsfaktor beträgt konstant 2,9 t CO2 je Tonne verarbeitetem Einsatzmaterial entsprechend dem Einsatz von Ethan.

Ebene 2: Der Emissionsfaktor wird mittels Analysen gemäß § 13 des Kohlenstoffgehalts des Einsatzmaterials ermittelt.

10.

Ebenen für Massenbilanzen

Diese Ebenen sind für sämtliche Stoffströme anzuwenden, die zur Emissionsüberwachung einer oder mehrerer Anlagen mittels Massenbilanz berücksichtigt werden müssen. Diese Ebenen sind nicht anzuwenden, wenn die vom jeweiligen Stoffstrom verursachten Emissionen gemäß Standardverfahren ermittelt werden. Durch Massenbilanz können insbesondere Kokereien, Röst- und Sinteranlagen für Erze, Anlagen zur Herstellung von Roheisen und Stahl sowie Anlagen zur Herstellung von Ruß überwacht werden.

Zur Berechnung des Kohlenstoffgehalts aus Brennstoff-Emissionsfaktoren (Ebenen 1 und 2) dienen folgende Formeln:

C-Gehalt [t C / t] = Emissionsfaktor [t CO2 / t] / 3,664 [t CO2 / t C]

bzw. bei auf den Heizwert bezogenen Emissionsfaktoren:

C-Gehalt [t C / t] = Emissionsfaktor [t CO2 / TJ] * unterer Heizwert [TJ / t] / 3,664 [t CO2 / t C]

Ebenen für die Bestimmung des Kohlenstoffgehalts:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, ist der Kohlenstoffgehalt ist aus einem IPCC-Standardfaktor (soweit in den MR-Leitlinien verfügbar) zu berechnen. Ist kein derartiger Faktor vorhanden, so sind auch andere konstante Werte zulässig, wie insbesondere Literaturwerte oder auf einmaligen Analysen basierende Werte, sofern sie auf geltenden wissenschaftlichen Standards basieren und auch bei der Berechnung der Zuteilung verwendet wurden. Ist für einen Brennstoff ein Standardfaktor gemäß Ebene 2a verfügbar, so ist Ebene 1 nicht anwendbar.

Ebene 2: Der Kohlenstoffgehalt ist aus Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur gemäß Anhang 3 zu berechnen.

Ebene 3: Der Kohlenstoffgehalt wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

11.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Zementklinker

Prozessemissionen sind entweder auf Basis des Karbonatanteils des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder anhand der Menge des hergestellten Klinkers (Berechnungsmethode B) zu berechnen. Die Ansätze gelten als äquivalent und können beide vom Inhaber verwendet werden, um die Ergebnisse der jeweils anderen Methode zu bestätigen.

Methode A (Auf Karbonatinput bezogen):

Entweder für das gesamte Rohmehl oder für jede einzelne Rohmehlkomponente werden Tätigkeitsdaten und Zusammensetzungsdaten bestimmt, wobei sowohl CO2 aus Karbonaten, als auch aus sonstigem Kohlenstoffinput berücksichtigt wird. Die Nettorohmehlmenge kann erforderlichenfalls aus der Menge des produzierten Klinkers anhand eines anlagenspezifischen empirischen Rohmehl/Klinker-Quotienten ermittelt werden, der mindestens einmal jährlich nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis zu bestimmen ist.

Optional kann, sofern relevant, abgeschiedener Zementofen- bzw. Bypassstaub abgezogen und getrennt berücksichtigt werden. Die Bestimmung von CO2 aus Staubabscheidung ist gemäß dem entsprechenden Abschnitt unter Methode B zu bestimmen.

Bestimmung des Emissionsfaktors für Rohmehl bzw. Rohmehlkomponenten:

Ebene 1: Die Menge relevanter Karbonate bzw. sonstigen Kohlenstoffs im jeweiligen Einsatzmaterial wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt. Der Emissionsfaktor wird daraus mittels stöchiometrischer Faktoren berechnet.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die Anlagenbetreiber können die vollständige Umsetzung für ein oder mehrere Einsatzmaterialien berücksichtigen und nicht umgewandelte Karbonate oder andere Kohlenstoffe dem oder den verbleibenden Einsatzmaterialien zurechnen. Die zusätzliche Analyse von im Klinker verbliebenem Kohlenstoff erfolgt gemäß § 13.

Methode B (Auf Produkt bezogen):

Die Berechnung der Emissionen erfolgt auf Basis der Menge des erzeugten Klinkers nach folgender Formel:

CO2-EmissionenKlinker = Tätigkeitsdaten * Emissionsfaktor * Umsetzungsfaktor

Sofern bei der jeweiligen Anlage relevant, muss CO2, das bei der Kalzinierung von Zementofen- und Bypass-Staub freigesetzt wird, gesondert berücksichtigt werden. Ebenso sind Emissionen aus nicht karbonatischem Kohlenstoff im Rohmehl getrennt zu bestimmen. Die Berechnung erfolgt dann gemäß der folgenden Formel:

CO2-EmissionenGesamtprozess = CO2-EmissionenKlinker + CO2-EmissionenStaub +

CO2-Emissionennicht karbonatischer Kohlenstoff

Zur Bestimmung der Emissionen infolge der Klinkerherstellung dient als Tätigkeitsdaten die Klinkerproduktion im Berichtszeitraum. Diese wird ermittelt durch direktes Wiegen des Klinkers oder auf Basis der Zementauslieferungen nach folgender Formel:

Klinkerproduktion =

((Zementauslieferungen – Veränderung des Zementbestands)* Klinker/Zement-Quotient) –

– zugelieferter Klinker + versendeter Klinker – Veränderung des Klinkerbestands

Der Klinker/Zement-Quotient wird entweder für jedes der verschiedenen Zementprodukte nach Maßgabe von § 13 bestimmt oder aus der Differenz zwischen Zementzulieferungen, Bestandsveränderungen und als Zusatzstoffen im Zement verwendeten Materialien wie Bypass- und Zementofenstaub berechnet.

Emissionsfaktor:

Ebene 1: Es gilt ein Emissionsfaktor von 0,525 t CO2/t Klinker.

Ebene 2: Es sind Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur heranzuziehen.

Ebene 3: Die CaO- und MgO-Menge im Produkt wird durch Analysen gemäß § 13 bestimmt. Zur Umrechnung von Zusammensetzungsdaten in Emissionsfaktoren werden stöchiometrische Verhältniszahlen herangezogen, wobei davon ausgegangen wird, dass die gesamte CaO- und MgO-Menge von den jeweiligen Karbonaten abgeleitet wurde.

Umsetzungsfaktor:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor ist 1,0 (= 100 v. H.).

Ebene 2: Die Bestimmung des im Rohmaterial vorhandenen (nicht karbonatischen) CaO und MgO erfolgt durch zusätzliche Analyse gemäß § 13.

Berücksichtigung von abgeschiedenem Zementofen- oder Bypass-Staub

Sowohl für Methode A, als auch für Methode B ist der Emissionsfaktor für abgeschiedenen Staub mit folgenden Ebenen bestimmbar:

Ebene 1: Es gilt ein Emissionsfaktor von 0,525 t CO2/t Staub.

Ebene 2: Der Grad der Kalzinierung und die Zusammensetzung des Staubs sind mindestens ein Mal jährlich durch Analyse gemäß § 13 zu ermitteln. Der Emissionsfaktor [t CO2/t Staub] ist auf der Basis der Zusammensetzung und des Grads der Kalzinierung nach folgender Formel zu berechnen:

wobei:

EFCKD: Emissionsfaktor für teilweise kalzinierten Zementofenstaub

EFCli: anlagenspezifischer Emissionsfaktor für Klinker

d: Grad der Zementofenstaub-Kalzinierung (freigesetztes CO2 als Anteil des Gesamtkarbonat-CO2 in der Rohmischung)

Berücksichtigung von nicht karbonatischem Kohlenstoff im Rohmehl

Bei Methode B sind Emissionen von CO2, das nicht aus der Kalzinierung von CaCO3 oder MgCO3 stammt, mit folgenden Bestimmungsmethoden zu berücksichtigen:

Emissionsfaktor:

Ebene 1: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis geschätzt.

Ebene 2: Der Anteil an nicht karbonatischem Kohlenstoff im relevanten Rohmaterial wird mindestens ein Mal jährlich durch Analyse gemäß § 13 bestimmt.

Umsetzungsfaktor:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor ist 1,0 (= 100 v. H.).

Ebene 2: Der Umsetzungsfaktor wird nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis berechnet.

Die Bestimmung von nicht karbonatischem Kohlenstoff kann bis 31.12.2012 entfallen, wenn dies bei der Zuteilung nicht berücksichtigt wurde.

12.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Kalk

Prozessemissionen sind entweder auf Basis des Karbonatanteils des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder anhand der Menge des hergestellten Branntkalks (Berechnungsmethode B) zu berechnen. Die Ansätze gelten als äquivalent und können beide vom Inhaber verwendet werden, um die Ergebnisse der jeweils anderen Methode zu bestätigen.

Methode A (Auf Karbonatinput bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Ebene 1: Die Bestimmung der CaCO3- und MgCO3-Menge und – sofern relevant – der Menge an organischem Kohlenstoff in jedem relevanten Einsatzmaterial erfolgt durch Analyse gemäß § 13. Die Zusammensetzungsdaten werden mit den relevanten stöchiometrischen Faktoren in Emissionsfaktoren umgerechnet.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse von im Produkt verbliebenem Kohlenstoff (anorganischer Kohlenstoff in Form CO2) erfolgt gemäß § 13.

Methode B (Auf Produkt bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die Bestimmung des im Rohmaterial vorhandenen (nicht karbonatischen) CaO und MgO erfolgt durch zusätzliche Analyse gemäß § 13.

13.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Glas

Der Emissionsfaktor von eingesetzten Rohstoffen ist auf Grund der Zusammensetzungsdaten und von stöchiometrischen Faktoren zu ermitteln:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, wird die Zusammensetzung relevanter Karbonate bzw. sonstiger Rohstoffe nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis ermittelt.

Ebene 2: Die Zusammensetzung relevanter Karbonate bzw. sonstiger Rohstoffe wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

14.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von keramischen Erzeugnissen

Prozessemissionen sind entweder auf Basis des Kohlenstoffanteils des Prozess-Inputs (Berechnungsmethode A) oder anhand der Menge des hergestellten Produkts (Berechnungsmethode B) zu berechnen. Methode A ist insbesondere bei Anlagen, die naturbelassenen Ton oder Rohstoffe mit hohem organischem Kohlenstoffanteil verarbeiten, anzuwenden.

Methode A (auf Karbonatinput bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, beträgt der Emissionsfaktor 0,08794 t CO2 / t Trockenton (entsprechend 0,2 t CaCO3 / t).

Ebene 3: Die Zusammensetzung des relevanten Rohmaterials mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse von im Produkt verbliebenem Kohlenstoff erfolgt gemäß § 13.

Methode B (auf Produkt bezogen):

Bestimmung des Emissionsfaktors:

Auf Basis des Gehalts des Produkts an relevanten Metalloxiden, z. B. CaO, MgO und BaO, wird anhand der stöchiometrischen Faktoren ein Emissionsfaktor berechnet.

Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, beträgt der Emissionsfaktor 0,09642 t CO2 / t Produkt (entsprechend 0,2 t CaCO3 / t Ton).

Ebene 3: Die Zusammensetzung der Produkte wird mittels Analysen gemäß § 13 ermittelt.

Bestimmung des Umsetzungsfaktors:

Ebene 1: Der Umsetzungsfaktor beträgt 1,0 (= 100 v.H.).

Ebene 2: Die zusätzliche Analyse der Zusammensetzung der Rohmaterialien erfolgt gemäß § 13.

Emissionen aus der Abgasreinigung

Sofern bei der Zuteilung CO2-Prozessemissionen aus der Abgasreinigung berücksichtigt wurden, sind diese nach der folgenden Methode zu überwachen. Anderenfalls können diese Emissionen freiwillig als Zusatzinformation berichtet werden.

Emissionsfaktor: Ebene 1: Der Emissionsfaktor beträgt 0,440 [t CO2/t CaCO3].

15.

Besondere Bestimmungen für die Überwachung von Prozessemissionen aus Anlagen zur Herstellung von Zellstoff und Papier

Emissionen, die aus dem Einsatz von Karbonaten stammen, die dem Chemikalienkreislauf zugeführt werden, sind wie folgt zu überwachen:

Emissionsfaktor: Ebene 1: Wenn nicht § 12 Abs. 3 anzuwenden ist, erfolgt die Bestimmung der Menge von CaCO3, Na2CO3 oder anderen Karbonaten im jeweiligen Einsatzmaterial nach den Leitlinien der Industrie für bewährte Praxis. Der Emissionsfaktor wird daraus an Hand stöchiometrischer Faktoren bestimmt.

Abschnitt 3: Ebenen für kontinuierliche Emissionsmessung

Werden Emissionen mittels Emissionsmessung gemäß § 7 Abs. 1 Z 2 ermittelt, so sind dabei folgende Ebenen zu verwenden:

Ebene 1: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±10,0% erreicht werden.

Ebene 2: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±7,5% erreicht werden.

Ebene 3: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±5,0% erreicht werden.

Ebene 4: Für jede Emissionsquelle muss während des Berichtszeitraums für alle Emissionen zusammen gerechnet eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±2,5% erreicht werden.

Abschnitt 4: Ebenen für kontinuierliche Emissionsmessung von N2O

Werden Emissionen mittels Emissionsmessung gemäß § 7 Abs. 4 Z 1 ermittelt, so sind dabei folgende Ebenen zu verwenden:

Ebene 1: Für jede Emissionsquelle muss für den jährlichen Stundenmittelwert der Emissionen eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±10,0% erreicht werden.

Ebene 2: Für jede Emissionsquelle muss für den jährlichen Stundenmittelwert der Emissionen eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±7,5% erreicht werden.

Ebene 3: Für jede Emissionsquelle muss für den jährlichen Stundenmittelwert der Emissionen eine Gesamtunsicherheit von weniger als ±5,0% erreicht werden.

Abschnitt 5: Methoden für die Bestimmung des Abgasstromes

Bei der Herstellung von Salpetersäure ist Methode A anzuwenden. Wenn Methode A technisch nicht machbar ist oder der Inhaber nachweist, dass mit Methode B oder C die gleiche oder eine höhere Genauigkeit erreicht wird, kann auf Methode B oder C zurückgegriffen werden, sofern diese von der zuständigen Behörde gemäß § 26 EZG als Teil der Prüfung des Überwachungskonzeptes und der darin vorgesehenen Methodik zugelassen wurde. Für alle anderen Emissionsmessungen ist entweder Methode B oder C anzuwenden.

Methode A (Herstellung von Salpetersäure):

Der Abgasstrom wird nach folgender Formel berechnet:

VAbgasstrom = VLuft * (1 – 0,2095) / (1 – O2,Abgas)

wobei:

VAbgasstrom = Abgasstrom in m³ pro halber Stunde unter Normbedingungen,

VLuft = Gesamtzuluftstrom in m³ pro halber Stunde unter Normbedingungen,

O2, Abgas = Volumenanteil O2 im Abgas.

VLuft wird als Summe aller Luftströme berechnet, die der Salpetersäureanlage zugeführt werden.

wobei folgende Formel anzuwenden ist:

VLuft = Vprim + Vsek + VSperr

wobei:

Vprim = primärer Zuluftstrom in m³ pro halber Stunde unter Normbedingungen,

Vsek = sekundärer Zuluftstrom in m³ pro halber Stunde unter Normbedingungen,

VSperr = Sperrluftstrom in m³ pro halber Stunde unter Normbedingungen.

Vprim wird bestimmt durch kontinuierliche Messung des Luftstroms vor der Vermischung mit Ammoniak.

Vsek wird durch kontinuierliche Luftstrommessung beispielsweise vor der Wärmerückgewinnungseinheit bestimmt.

VSperr entspricht dem im Rahmen des Salpetersäure-Herstellungsprozesses eingesetzten Sperrluftstrom.

Für Zuluftströme, die zusammengerechnet weniger als 2,5% des Gesamtluftstroms ausmachen, kann die zuständige Behörde gemäß § 26 EZG zur Bestimmung dieser Luftstromrate Schätzmethoden akzeptieren, die der Inhaber auf Basis bewährter Praktiken vorschlägt.

Der Inhaber weist anhand von Messungen unter normalen Betriebsbedingungen nach, dass der gemessene Abgasstrom homogen genug ist, um die Anwendung der vorgeschlagenen Messmethode zu ermöglichen. Bestätigt sich der Abgasstrom im Zuge dieser Messungen als nicht homogen, so ist dies bei der Entscheidung über geeignete Überwachungsmethoden und bei der Berechnung der Unsicherheit in den N2O-Emissionen zu berücksichtigen.

Alle Messungen werden auf Trockengas bezogen bzw. berichtet.

Methode B

Der Abgasstrom wird nach einem Massenbilanzansatz berechnet, wobei alle ausschlaggebenden Parameter wie insbesondere Einsatzmateriallasten, Zuluftstrom, Prozesseffizienz sowie am Prozessende u.a. Output, O2-Konzentration, SO2- und NOx-Konzentrationen berücksichtigt werden.

Methode C

Der Abgasstrom wird durch kontinuierliche Messung des Durchflusses an einem repräsentativen Messpunkt bestimmt.

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 3

Brennstoffkategorien und Standardwerte für Rechenfaktoren

Für folgende Brennstoffe können die angegebenen Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur verwendet werden, sofern dies die anzuwendenden Ebenen gemäß Anhang 2 zulassen:

Tabelle 8: Standardfaktoren für einige Brennstoffe

```

Unterer Heizwert Emissionsfaktor

```

H tief u Einheit EF Einheit

```

Steinkohle 28,50 [GJ/t] 95,0 *1) [t CO tief 2/TJ]

94,0 *2)

```

Braunkohle 9,70 [GJ/t] 110,0 *1) [t CO tief 2/TJ]

97,0 *2)

```

Braunkohlebriketts 19,30 [GJ/t] 97,0 [t CO tief 2/TJ]

```

Koks 28,20 [GJ/t] 104,0 [t CO tief 2/TJ]

```

Heizöl schwer 40,30 [GJ/t] 80,0 *1) [t CO tief 2/TJ]

78,0 *2)

```

Heizöl mittel 41,30 [GJ/t] 78,0 [t CO tief 2/TJ]

```

Heizöl leicht 41,70 [GJ/t] 77,0 *1) [t CO tief 2/TJ]

78,0 *2)

```

Heizöl extra leicht 42,70 [GJ/t] 75,0 [t CO tief 2/TJ]

```

Diesel (nur stationäre 42,80 [GJ/t] 73,7 [t CO tief 2/TJ]

Anlagen)

```

Erdgas 36,00 [GJ/1000 55,4 [t CO tief 2/TJ]

Nm3]

```

Flüssiggas 46,00 [GJ/t] 64,0 [t CO tief 2/TJ]

```

In der Emissionsmeldung gemäß § 8 EZG sind Brennstoffe, die nicht in obiger Tabelle enthalten sind, einer der folgenden Kategorien zuzuordnen:

a. Kommunaler und gewerblicher Abfall

b. Industrieller Abfall

c. gewerblicher Klärschlamm

d. kommunaler Klärschlamm

e. Ablauge

f. Brennholz (Scheitholz)

g. Holzabfälle

h. Sonstige feste biogene Brennstoffe

i. Sonstige flüssige biogene Brennstoffe

j. Sonstige Produkte d. Erdölverarbeitung

k. Turbinendestillat

l. Sonstige feste oder flüssige Brennstoffe

m. Klärgas

n. Deponiegas

o. Sonstige gasförmige Brennstoffe.

```

1) Emissionsfaktoren für Kraftwerke und Fernheizwerke 2) Emissionsfaktoren für Industrieanlagen

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 3

Brennstoffkategorien und Standardwerte für Rechenfaktoren

Für folgende Brennstoffe können die angegebenen Standardfaktoren aus der nationalen Treibhausgasinventur verwendet werden, sofern dies die anzuwendenden Ebenen gemäß Anhang 2 zulassen:

Tabelle : Standardfaktoren für einige Brennstoffe

	Unterer Heizwert	Emissionsfaktor
	Hu	Einheit	EF	Einheit
Steinkohle	28,50	[GJ/t]	95,0¹⁾ 94,0²⁾	[t CO2/TJ]
Braunkohle	9,70	[GJ/t]	110,0¹⁾ 97,0²⁾	[t CO2/TJ]
Braunkohlebriketts	19,30	[GJ/t]	97,0	[t CO2/TJ]
Koks	28,20	[GJ/t]	104,0	[t CO2/TJ]
Heizöl schwer	40,30	[GJ/t]	80,0¹⁾ 78,0²⁾	[t CO2/TJ]
Heizöl mittel	41,30	[GJ/t]	78,0	[t CO2/TJ]
Heizöl leicht	41,70	[GJ/t]	77,0¹⁾ 78,0²⁾	[t CO2/TJ]
Heizöl extra leicht	42,70	[GJ/t]	75,0	[t CO2/TJ]
Diesel (nur stationäre Anlagen)	42,80	[GJ/t]	73,7	[t CO2/TJ]
Erdgas	36,00	[GJ/1000 Nm³]	55,4	[t CO2/TJ]
Flüssiggas	46,00	[GJ/t]	64,0	[t CO2/TJ]

In der Emissionsmeldung gemäß § 8 EZG sind Brennstoffe, die nicht in obiger Tabelle enthalten sind, einer der folgenden Kategorien zuzuordnen:

a. Kommunaler und gewerblicher Abfall

b. Industrieller Abfall

c. gewerblicher Klärschlamm

d. kommunaler Klärschlamm

e. Ablauge

f. Brennholz (Scheitholz)

g. Holzabfälle

h. Sonstige feste biogene Brennstoffe

i. Sonstige flüssige biogene Brennstoffe

j. Sonstige Produkte d. Erdölverarbeitung

k. Turbinendestillat

l. Sonstige feste oder flüssige Brennstoffe

m. Klärgas

n. Deponiegas

o. Sonstige gasförmige Brennstoffe

p. Petrolkoks

q. Raffineriegas

r. Biogas.

1) Emissionsfaktoren für Kraftwerke und Fernheizwerke

2)Emissionsfaktoren für Industrieanlagen

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 4 (zu § 14)

Indikative Mindesthäufigkeit der Analysen

Tabelle 9:

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 Biomasse-fossil)	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 CO2 entspricht 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 CO2 entspricht und mindestens viermal jährlich

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 5 (zu § 20)

Inhalt der Emissionsmeldung

Abschnitt 1: Umfang der Emissionsmeldung

Die Emissionsmeldung hat folgende Angaben zu enthalten:

Angaben zur Meldung, einschließlich:

a. Berichtsjahr,

b. Angaben zur Anlage: Name der Anlage, Anschrift, einschließlich Postleitzahl, Ort, Straße, Nr und Land, sowie NAP-Code,

c. Name, Adresse, Email und Telefonnummer des Ansprechpartners für technisch/operative Angelegenheiten im Zusammenhang mit der Vollziehung des EZG,

d. Name und Adresse der Muttergesellschaft, falls relevant,

e. Name, Adresse, Email und Telefonnummer des Bevollmächtigten oder Anlagenpoolverwalters, falls relevant,

f. Name des Inhabers der Anlage,

g. Bezeichnung der wirtschaftlichen Haupttätigkeit und Angabe des ÖNACE Code (4-stellig),

h. Kontonummer der Anlage im Register gemäß § 21 EZG,

i. Angabe, ob die Anlage im Rahmen der Berichtspflicht gemäß EPER-Verordnung meldepflichtig ist; ist die Anlage EPER-meldepflichtig, so ist die EPER-Identifikationsnummer anzugeben; bei Vorliegen einer EPRTR Verordnung sind entsprechende Angaben auf die EPRTR Verordnung zu beziehen.

j. Erklärung allfälliger Abweichungen zwischen der EPER bzw. EPRTR-Berichtseinheit und der EZG-Anlage.

Tätigkeiten in der Anlage:

a. Angabe aller in der Anlage durchgeführten Tätigkeiten, bei Feuerungsanlagen mit Angabe der Kapazität, gegliedert in Haupttätigkeit, Tätigkeit 2 bis Tätigkeit N; Bezeichnung der Tätigkeit gemäß Anhang 1 EZG bzw. einer Verordnung gemäß § 2 Abs. 2 EZG; Kennzeichnung der Tätigkeit mit dem EPER-Code bzw. EPRTR-Code und der IPCC-CRF-Kategorie,

b. angewandte Methodik zur Emissionsüberwachung (Standardverfahren, Massenbilanz, Messung oder Mischformen),

c. Gesamtemissionen der Tätigkeit,

d. Gesamtenergieinhalt aller Brennstoffe, die dieser Tätigkeit zugeordnet sind,

e. Zusatzinformationen: Der Tätigkeit zugerechnete Biomasse-Emissionen„ weitergeleitetes und inhärentes CO 2 .

Für jeden zu überwachenden Stoffstrom:

a. Angabe der Art des überwachten Brennstoffs, Ersatzbrennstoffs, Abfalls oder sonstigen Materials, sowie – sofern relevant – Angabe der Brennstoffkategorie gemäß Anhang 3 bzw. für Abfälle die Schlüsselnummer gemäß Abfallverzeichnisverordnung, BGBl. II Nr. 570/2003,

b. die Tätigkeit, der die Emissionen zugeordnet werden,

c. die Tätigkeitsdaten (Menge und Heizwert, sofern relevant),

d. bei Standardverfahren: der Emissionsfaktor, der Oxidationsfaktor bzw. Umsetzungsfaktor und der biogene Kohlenstoffanteil,

e. bei Massenbilanz: der Kohlenstoffgehalt und gegebenenfalls der biogene Anteil,

f. die Emissionen aus dem Stoffstrom,

g. die Nummern der angewandten Ebenen für alle erforderlichen Parameter.

Für jede Quelle, für die Emissionen mittels Messung gemäß § 7 Abs. 1 Z 2 überwacht werden:

a. Angabe der Gesamtemissionen,

b. gegebenenfalls subtrahierte Emissionen aus Biomasse,

c. Angabe der flankierenden Berechnung,

d. Angaben zur Art und Zuverlässigkeit der Messverfahren und

e. Angaben zur Unsicherheit der Messung.

Geeignete Proxy-Werte in allen Fällen, in denen die Überwachungsmethodik einzelne Parameter nicht liefert, z. B. bei Anwendung des Ausweichkonzepts oder bei Emissionsmessung;

Angaben zu Änderungen:

a. alle Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für die Emissionen von Bedeutung sein können,

b. zeitweilige oder dauerhafte Änderungen gegenüber der Genehmigung oder dem Vorjahresbericht in Bezug auf die gewählte Ebene, die Gründe für die Änderungen, den Zeitpunkt des Beginns sowie des Endes bei zeitweiligen Änderungen.

Zusammenfassung in englischer Sprache.

Abschnitt 2: Einheiten und Genauigkeit der Angaben

Tätigkeitsdaten, Emissionsfaktoren und Oxidations- oder Umsetzungsfaktoren, die für die Emissionsberechnung bzw. Berichterstattung benötigt werden, sind mit sämtlichen signifikanten Stellen anzugeben.

Die Emissionen sind gerundet in Form von Tonnen Kohlenstoffdioxid anzugeben.

Einheiten:

a. Mengen der Brennstoffe/Eingangsmaterialien/Produkte in [t/Jahr] bzw. bei Gasen [1.000m 3 /Jahr],

b. unterer Heizwert in [GJ/t] bzw. bei Gasen [GJ/1.000m 3 ],

c. Oxidationsfaktor, Umsetzungsfaktor und biogener Kohlenstoffanteil in [v.H.],

d. Emissionsfaktoren: bei Verbrennung [t CO 2 /TJ], bei Prozessen [t CO 2 /t] oder [t CO 2 /1.000m 3 ]. Bei Emissionen aus Verbrennung im Fall von Fackeln ist ein Emissionsfaktor mit der Einheit [t CO 2 /t] oder [t CO 2 / 1.000m 3 ] zulässig.

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 5 (zu § 20)

Inhalt der Emissionsmeldung

Abschnitt 1: Umfang der Emissionsmeldung

Die Emissionsmeldung hat folgende Angaben zu enthalten:

Angaben zur Meldung, einschließlich:

a. Berichtsjahr,

b. Angaben zur Anlage: Name der Anlage, Anschrift, einschließlich Postleitzahl, Ort, Straße, Nr und Land, sowie NAP-Code,

c. Name, Adresse, Email und Telefonnummer des Ansprechpartners für technisch/operative Angelegenheiten im Zusammenhang mit der Vollziehung des EZG,

d. Name und Adresse der Muttergesellschaft, falls relevant,

e. Name, Adresse, Email und Telefonnummer des Bevollmächtigten oder Anlagenpoolverwalters, falls relevant,

f. Name des Inhabers der Anlage,

g. Bezeichnung der wirtschaftlichen Haupttätigkeit und Angabe des ÖNACE Code (4-stellig),

h. Kontonummer der Anlage im Register gemäß § 21 EZG,

j. Erklärung allfälliger Abweichungen zwischen der EPER bzw. EPRTR-Berichtseinheit und der EZG-Anlage.

Tätigkeiten in der Anlage:

b. angewandte Methodik zur Emissionsüberwachung (Standardverfahren, Massenbilanz, Messung oder Mischformen),

c. Gesamtemissionen der Tätigkeit,

d. Gesamtenergieinhalt aller Brennstoffe, die dieser Tätigkeit zugeordnet sind,

e. Zusatzinformationen: Der Tätigkeit zugerechnete Biomasse-Emissionen„ weitergeleitetes und inhärentes CO 2 .

Für jeden zu überwachenden Stoffstrom:

b. die Tätigkeit, der die Emissionen zugeordnet werden,

c. die Tätigkeitsdaten (Menge und Heizwert, sofern relevant),

d. bei Standardverfahren: der Emissionsfaktor, der Oxidationsfaktor bzw. Umsetzungsfaktor und der biogene Kohlenstoffanteil,

e. bei Massenbilanz: der Kohlenstoffgehalt und gegebenenfalls der biogene Anteil,

f. die Emissionen aus dem Stoffstrom,

g. die Nummern der angewandten Ebenen für alle erforderlichen Parameter.

Für jede Quelle, für die Emissionen mittels Messung gemäß § 7 Abs. 1 Z 2 bzw. § 9 Abs. 1a überwacht werden:

a. Angabe der Gesamtemissionen,

b. gegebenenfalls subtrahierte Emissionen aus Biomasse,

c. Angabe der flankierenden Berechnung,

d. Angaben zur Art und Zuverlässigkeit der Messverfahren und

e. Angaben zur Unsicherheit der Messung.

Geeignete Proxy-Werte in allen Fällen, in denen die Überwachungsmethodik einzelne Parameter nicht liefert, z. B. bei Anwendung des Ausweichkonzepts oder bei Emissionsmessung;

Angaben zu Änderungen:

a. alle Änderungen, die während des Berichtszeitraums an der Anlage vorgenommen wurden und die für die Emissionen von Bedeutung sein können,

Zusammenfassung in englischer Sprache.

Für jede Quelle, die mit N 2 O-Emissionsmessungen gemäß § 7 Abs. 4 Z 1 bzw. § 9 Abs. 1b überwacht wird:

a. Angabe der Gesamtemissionen in Tonnen N 2 O pro Jahr (mit drei Dezimalstellen) und in Tonnen Kohlenstoffdioxidäquivalente pro Jahr,

b. Angabe der jährlichen Betriebsdauer der Prozesseinheit und der Gesamtbetriebsdauer der Anlage,

c. Angabe der Produktionsdaten für jede Produktionseinheit und der Methode zur Bestimmung der Produktmenge,

d. die zur Quantifizierung jedes Parameters angewandten Messkriterien,

e. die Unsicherheit jedes gemessenen Parameters (einschließlich Gaskonzentrationen, Abgasstrom) und die resultierende Gesamtunsicherheit,

f. Angaben zu etwaigen Gerätestörungen, die die Emissionen beeinflusst und Emissions- bzw. Abgasstrommessungen und -berechnungen beeinträchtigt haben, einschließlich der Zahl der Störungen, der betroffenen halben Stunden, der Dauer und der Daten der Störungen,

g. Angaben über die Fälle, in denen die Vorschriften gemäß § 9a Abs. 12 bzw. § 9 Abs. 6 Anwendung finden mussten, einschließlich der Zahl dieser Fälle, der betroffenen halben Stunden, der angestellten Berechnungen und der verwendeten Ersatzwerte,

h. die für die flankierenden Berechnungen gemäß § 9a Abs. 14 zur Kontrolle der N 2 O-Jahresemissionen verwendeten Daten.

Abschnitt 2: Einheiten und Genauigkeit der Angaben

Die Emissionen sind gerundet in Form von Tonnen Kohlenstoffdioxid oder bei Emissionsmessungen von N 2 O in Form von Tonnen Kohlenstoffdioxidäquivalenten und in Form von Tonnen N 2 O (mit drei Dezimalstellen) anzugeben.

Einheiten:

a. Mengen der Brennstoffe/Eingangsmaterialien/Produkte in [t/Jahr] bzw. bei Gasen [1.000m 3 /Jahr],

b. unterer Heizwert in [GJ/t] bzw. bei Gasen [GJ/1.000m 3 ],

c. Oxidationsfaktor, Umsetzungsfaktor und biogener Kohlenstoffanteil in [v.H.],

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 6 (zu § 26)

Textbausteine für das Prüfgutachten

Für uneingeschränkt positive Prüfgutachten ist folgender Text zu verwenden:

„Die vorliegende Emissionsmeldung gemäß § 8 EZG wurde von mir/uns gemäß § 9 Abs. 1 EZG geprüft. Die Emissionsmeldung vermittelt ein möglichst getreues Bild der Emissionen der Anlage. Die Emissionen der Anlage …………[Name] (NAP-Code ………) betrugen ……… t CO2 für das Berichtsjahr 20….

Die Emissionsüberwachung entspricht nach meiner/unserer Prüfung den gesetzlichen Vorschriften und den Auflagen des relevanten Genehmigungsbescheides gemäß § 4 EZG, Bescheid GZ. ………… vom ……… [Aussstellungsdatum] der …………… [zuständige Behörde] (zuletzt gemäß § 6 EZG geändert durch Bescheid GZ………).“

Für positive Prüfgutachten mit Einschränkung auf Grund nicht-wesentlicher Nicht-Konformitäten ist folgender Text zu verwenden:

Die Emissionsüberwachung entspricht nach meiner/unserer Prüfung in einem oder mehreren Punkten nicht den gesetzlichen Vorschriften und/oder den Auflagen des relevanten Genehmigungsbescheides gemäß § 4 EZG, Bescheid GZ. ………… vom ……… [Aussstellungsdatum] der …………… [zuständige Behörde] (zuletzt gemäß § 6 EZG geändert durch Bescheid GZ. …………).

Die gefundenen Abweichungen wurden als geringfügig eingestuft und beeinflussen die Höhe der berichteten Emissionen nicht wesentlich. Der Inhaber der Anlage wurde aufgefordert, Korrekturmaßnahmen einzuleiten.“

Für positive Prüfgutachten mit Einschränkung auf Grund wesentlicher Nicht-Konformitäten ist folgender Text zu verwenden:

Die Emissionsüberwachung entspricht nach meiner/unserer Prüfung in einem oder mehreren wesentlichen Punkten nicht den gesetzlichen Vorschriften und/oder den Auflagen des relevanten Genehmigungsbescheides gemäß § 4 EZG, Bescheid GZ. ………… vom ……… [Aussstellungsdatum] der …………… [zuständige Behörde] (zuletzt gemäß § 6 EZG geändert durch Bescheid GZ. …………).

Die gefundenen Abweichungen wurden als wesentlich eingestuft und beeinflussen die Höhe der berichteten Emissionen wesentlich. Der Inhaber der Anlage wurde aufgefordert, Korrekturmaßnahmen einzuleiten.“

Für negative Prüfgutachten ist folgender Text zu verwenden:

„Die vorliegende Emissionsmeldung gemäß § 8 EZG wurde von mir/uns gemäß § 9 Abs. 1 EZG geprüft. Die Emissionen der Anlage …………[Name] (NAP-Code ………) für das Berichtsjahr 20… können nicht bestätigt werden.

Die Emissionsüberwachung entspricht nach meiner/unserer Prüfung in wesentlichen Punkten nicht den gesetzlichen Vorschriften und/oder den Auflagen des relevanten Genehmigungsbescheides gemäß § 4 EZG, Bescheid GZ. ………… vom ……… [Aussstellungsdatum] der …………… [zuständige Behörde] (zuletzt gemäß § 6 EZG geändert durch Bescheid GZ.………).

Die gefundenen Abweichungen wurden als wesentlich eingestuft und beeinflussen die Höhe der berichteten Emissionen wesentlich.

Abkürzung

ÜBPV

Zum Bezugszeitraum vgl. § 28 Abs. 1.

Anhang 6 (zu § 26)

Textbausteine für das Prüfgutachten

Im Fall der Messung von N2O sind bei den Z 1 bis 3 die Werte in CO2 und CO2-Äquivalenten anzugeben.

Für uneingeschränkt positive Prüfgutachten ist folgender Text zu verwenden:

Für positive Prüfgutachten mit Einschränkung auf Grund nicht-wesentlicher Nicht-Konformitäten ist folgender Text zu verwenden:

Für positive Prüfgutachten mit Einschränkung auf Grund wesentlicher Nicht-Konformitäten ist folgender Text zu verwenden:

Für negative Prüfgutachten ist folgender Text zu verwenden:

Die gefundenen Abweichungen wurden als wesentlich eingestuft und beeinflussen die Höhe der berichteten Emissionen wesentlich.

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