2012/115/EU: Durchführungsbeschluss der Kommission vom 10. Februar 2012 mit Bestimmungen zu den nationalen Übergangsplänen gemäß der Richtlinie 2010/75/EU des Europäischen Parlaments und des Rates über Industrieemissionen (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen K(2012) 612) Text von Bedeutung für den EWR

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nspruch zu nehmen. Die Beiträge der Feuerungsanlagen, die unter Artikel 33 der Richtlinie 2010/75/EU fallen würden, zu der bzw. den Emissionsobergrenzen, die in der letzten akzeptierten Fassung des nationalen Übergangsplans - bzw., wenn kein solcher Plan akzeptiert wurde, in der letzten der Kommission übermittelten Fassung des nationalen Übergangsplans - berechnet wurden, müssen sodann von der bzw. den Emissionsobergrenzen abgezogen werden; b) Feuerungsanlagen, die geschlossen wurden (d. h. die ihren Betrieb endgültig eingestellt haben) oder deren Feuerungswärmeleistung auf unter 50 MW verringert wurde; c) Feuerungsanlagen, die nach dem 31. Dezember 2015 Abfälle mitverbrennen werden und somit unter Kapitel IV der Richtlinie 2010/75/EU fallen würden. Anmerkung: Wird eine in den nationalen Übergangsplan einbezogene Anlage geschlossen oder fällt sie nicht mehr in den Geltungsbereich des Kapitels III der Richtlinie 2010/75/EU, so darf dies gemäß Artikel 32 Absatz 3 der Richtlinie nicht zur Folge haben, dass die jährlichen Gesamtemissionen aus den verbleibenden Anlagen des Plans ansteigen. Die Mitgliedstaaten sind nicht dazu verpflichtet, der Kommission für die Zwecke von Artikel 32 Absatz 6 der Richtlinie 2010/75/EU die nachfolgenden Angaben zu übermitteln, da die späteren Änderungen, auf die sich diese Angaben beziehen, keine Auswirkungen auf die geltende(n) Emissionsobergrenze(n) haben dürften: — eine nach dem 31. Dezember 2010 erfolgte Verringerung oder Erhöhung der Feuerungswärmeleistung (sofern es sich nicht um eine Verringerung auf unter 50 MW handelt); — eine nach 2010 erfolgte Verringerung oder Erhöhung der Zahl der jährlichen Betriebsstunden; — eine nach 2010 erfolgte Änderung des Typs oder der Menge des eingesetzten Brennstoffs (außer bei einer Umstellung auf die Verbrennung von Abfällen, da die Anlage dadurch zu einer Abfallmitverbrennungsanlage würde, was ihre Streichung aus dem nationalen Übergangsplan zur Folge hätte). Änderungen, die sich auf den Namen der Anlage auswirken (z. B. infolge einer Änderung des Betreibers) werden über die von den Mitgliedstaaten gemäß Artikel 6 Absatz 3 dieses Beschlusses und Artikel 72 Absatz 3 der Richtlinie 2010/75/EU zu übermittelnden Emissionsaufstellungen mitgeteilt. (1) Dieselbe Bestimmung gilt auch in Bezug auf die Artikel 33, 34 und 35 der Richtlinie 2010/75/EU. Folglich kann ein Teil einer Anlage nicht unter die Bestimmungen der Artikel 33, 34 oder 35 fallen, während ein oder mehrere andere Teile der Anlage in den nationalen Übergangsplan einbezogen würden. (2) Wie in den gemäß der Richtlinie 2001/80/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. Oktober 2001 zur Begrenzung von Schadstoffemissionen von Großfeuerungsanlagen in die Luft (ABl. L 309 vom 27.11.2001, S. 1) erstellten Emissionsaufstellungen gemeldet. (3) Diese Angabe wird für die Bestimmung der einschlägigen Emissionsgrenzwerte am 1. Januar 2016 gemäß Artikel 10 der Richtlinie 2001/80/EG benötigt. (4) „Betriebsstunden“: in Stunden ausgedrückter Zeitraum, in dem sich eine Feuerungsanlage vollständig oder teilweise in Betrieb befindet und Emissionen in die Luft abgibt, ohne die Zeitabschnitte des An- und Abfahrens. (5) Beispielsweise können Gasturbinen nur für ihre NOx-Emissionen in den nationalen Übergangsplan einbezogen werden. Andere Anlagen sind unter Umständen für einen oder mehrere Schadstoffe in den nationalen Übergangsplan einbezogen, während für andere Schadstoffe die Emissionsgrenzwerte gemäß Anhang V der Richtlinie 2010/75/EU für sie gelten. (6) Für Feuerungsanlagen, in denen zu irgendeinem Zeitpunkt im Zeitraum 2001-2010 Abfälle mitverbrannt wurden (ausgenommen Abfälle, bei denen es sich um „Biomasse“ nach der Begriffsbestimmung in Artikel 3 Nummer 31 Buchstabe b der Richtlinie 2010/75/EU handelt und die folglich in die Richtlinie 2000/76/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 4. Dezember 2000 über die Verbrennung von Abfällen (ABl. L 332 vom 28.12.2000, S. 91)) einbezogen wurden, wird die in diesem Zeitraum verbrannte Abfallmenge unter diesem Punkt nicht mit aufgenommen. (7) Siehe Abschnitt 3.1.1 dieses Anhangs in Bezug auf die geltenden Referenzbedingungen (8) Siehe Abschnitt 3.1.2 dieses Anhangs (9) „Einheimischer fester Brennstoff“: ein natürlich vorkommender, lokal gewonnener fester Brennstoff, der in einer speziell für diesen Brennstoff ausgelegten Feuerungsanlage verfeuert wird. (10) Dies gilt für Feuerungsanlagen, die im Zeitraum 2001-2010 einheimische feste Brennstoffe verfeuert haben. (11) „Schwefelabscheidegrad“: das Verhältnis der Schwefelmenge, die von einer Feuerungsanlage in einem bestimmten Zeitraum nicht in die Luft abgeleitet wird, zu der Schwefelmenge des Festbrennstoffs, der im gleichen Zeitraum in die Feuerungsanlage eingebracht und verbraucht wird. (12) Die einschlägigen Emissionsgrenzwerte für die Berechnung der Emissionsobergrenzen bleiben von der Einbeziehung einer Anlage in einen nationalen Emissionsverminderungsplan gemäß Artikel 4 Absatz 6 der Richtlinie 2001/80/EG unberührt. (13) Diese Übersicht ist nicht erschöpfend. Insbesondere sind keine Fälle berücksichtigt, in denen eine Feuerungsanlage zwischen dem 27. November 2002 und dem 31. Dezember 2010 um mindestens 50 MW erweitert wurde. In diesem Fall sind auch die in den Teilen B der Anhänge III bis VII der Richtlinie 2001/80/EG aufgeführten Emissionsgrenzwerte relevant (Anwendung von Artikel 10 der Richtlinie 2001/80/EG). Anlage A Tabelle A.1 Vorlage für das Verzeichnis der in den nationalen Übergangsplan einzubeziehenden Feuerungsanlagen A B C D E F G H Nummer Name der Anlage Standort der Anlage (Adresse) Datum, an dem der Antrag auf Erstgenehmigung für die Anlage eingereicht wurde, und Datum, an dem die Anlage erstmals in Betrieb genommen wurde ODER Datum, an dem die Erstgenehmigung für die Feuerungsanlage erteilt wurde Zwischen dem 27. November 2002 und dem 31. Dezember 2010 erfolgte Erhöhung der Feuerungswärmeleistung der Feuerungsanlage um mindestens 50 MW (Angabe der hinzugefügten Kapazität in MW) Feuerungswärmeleistung am 31.12.2010 (MW) Jährliche Zahl der Betriebsstunden (gemittelt über den Zeitraum 2001-2010) Schadstoff(e) (SO2, NOx, Staub), in Bezug auf die die betreffende Anlage NICHT in den nationalen Übergangsplan einbezogen ist A I J K L M Nummer Angabe, ob es sich bei der Anlage um eine Gasturbine oder einen Gasmotor handelt Jährlich eingesetzte Brennstoffmenge (gemittelt über den Zeitraum 2001-2010) Gemittelte jährliche Abgasstromrate (gemittelt über den Zeitraum 2001-2010) In verwendeten einheimischen festen Brennstoffen enthaltene jährliche Schwefelmenge, die in die Feuerungsanlage eingebracht wurde (gemittelt über den Zeitraum 2001-2010) Angewendete(r) Umsetzungsfaktor(en), wenn die Abgasstromrate anhand des Brennstoff-Inputs berechnet wurde (nach Brennstofftypen) (TJ/Jahr) (Nm3/Jahr) (tpa) (Nm3/GJ) Steinkohle Braunkohle Biomasse andere feste Brennstoffe flüssige Brennstoffe gasförmige Brennstoffe Anlage B Tabelle B.1 Vorlage für die Berechnung der Emissionsobergrenzen für 2016 A B C D E F G H I J K Nummer Name Bezugssauerstoffgehalt einschlägiger EGW für SO2 einschlägiger Schwefelabscheidegrad Beitrag der Anlage zur SO2-Obergrenze für 2016 einschlägiger EGW für NOx Beitrag der Anlage zur NOx-Obergrenze für 2016 einschlägiger EGW für Staub Beitrag der Anlage zur Staub-Obergrenze für 2016 Anmerkungen (%) (mg/Nm3) (gegebenenfalls) (tpa) (mg/Nm3) (tpa) (mg/Nm3) (tpa) (Daten für die einzelnen Anlagen) SUMME GESAMTOBERGRENZE für SO2 GESAMTOBERGRENZE für NOx GESAMTOBERGRENZE für Staub Tabelle B.2 Vorlage für die Berechnung der Emissionsobergrenzen für 2019 A B C D E F G H I J K Nummer Name Bezugssauerstoffgehalt einschlägiger EGW für SO2 einschlägiger Schwefelabscheidegrad Beitrag der Anlage zur SO2-Obergrenze für 2019 einschlägiger EGW für NOx Beitrag der Anlage zur NOx-Obergrenze für 2019 einschlägiger EGW für Staub Beitrag der Anlage zur Staub-Obergrenze für 2019 Anmerkungen (%) (mg/Nm3) (gegebenenfalls) (tpa) (mg/Nm3) (tpa) (mg/Nm3) (tpa) (Daten für die einzelnen Anlagen) SUMME GESAMTOBERGRENZE für SO2 GESAMTOBERGRENZE für NOx GESAMTOBERGRENZE für Staub Tabelle B.3 Übersicht über die Emissionsobergrenzen (Tonnen/Jahr) 2016 2017 2018 2019 2020 (1. Januar-30 Juni) SO2 NOx Staub Anlage C Tabelle C.1 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zu den Emissionsobergrenzen für 2016 relevante Emissionsgrenzwerte — Andere Feuerungsanlagen als Gasturbinen und Gasmotoren Schadstoff Brennstofftyp EGW (mg/Nm3) 50-100 MW > 100-300 MW > 300-500 MW > 500 MW SO2 fest 2 000 2 000 bis 400 (lineare Abnahme) (Anmerkung 1) 400 flüssig 1 700 1 700 bis 400 (lineare Abnahme) 400 gasförmig 35 im Allgemeinen 5 für Flüssiggas 800 für Koksofengas und Hochofengas NOx (Anmerkung 6) fest (Anmerkung 2) 600 200 (Anmerkung 3) flüssig 450 400 gasförmig 300 200 Staub fest 100 50 (Anmerkung 4) flüssig 50 (Anmerkung 5) gasförmig 5 im Allgemeinen 10 für Hochofengas 50 für anderweitig verwertbare Gase der Stahlindustrie Der Bezugssauerstoffgehalt ist 6 % für feste Brennstoffe und 3 % für flüssige und gasförmige Brennstoffe. Anmerkungen: 1. 800 mg/Nm3 für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 400 MW, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 2. 1 200 mg/Nm3 für Anlagen, die in dem am 1. Januar 2001 abgelaufenen Zwölfmonatszeitraum mit festen Brennstoffen mit einem Gehalt an flüchtigen Bestandteilen von < 10 % betrieben wurden und weiterhin so betrieben werden. 3. 450 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 4. 100 mg/Nm3 für Anlagen, für die die ursprüngliche Baugenehmigung oder, falls ein solches Verfahren nicht besteht, die ursprüngliche Betriebsgenehmigung vor dem 1. Juli 1987 erteilt wurde und die feste Brennstoffe mit einer Enthalpie von weniger als 5 800 kJ/kg, einem Feuchtigkeitsgehalt von > 45 % Gewichtsprozent, einem kombinierten Flüssigkeits- und Aschegehalt von > 60 % Gewichtsprozent und einem Calciumoxidgehalt von > 10 % verfeuern. 5. 100 mg/Nm3 für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von weniger als 500 MW, die feste Brennstoffe mit einem Aschegehalt von > 0,06 % verfeuern. 6. Für Anlagen in den französischen überseeischen Departements, auf den Azoren, Madeira oder den Kanarischen Inseln gelten folgende EGW: feste Brennstoffe im Allgemeinen: 650 mg/Nm3; feste Brennstoffe mit einem Gehalt an flüchtigen Bestandteilen von < 10 %: 1 300 mg/Nm3; flüssige Brennstoffe: 450 mg/Nm3; gasförmige Brennstoffe: 350 mg/Nm3. Tabelle C.2 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zur NOx-Emissionsobergrenze für 2016 relevante Emissionsgrenzwerte — Gasturbinen und Gasmotoren EGW für NOx (mg/Nm3) Gasmotoren (Verfeuerung von gasförmigen Brennstoffen) 100 Gasturbinen (einschließlich Gas- und Dampfturbinen-Anlagen), die mit folgenden Brennstoffen betrieben werden: Erdgas (Anmerkung 1) 50 (Anmerkungen 2 und 3) andere gasförmige Brennstoffe als Erdgas 120 Leicht- und Mitteldestillate 120 Der Bezugssauerstoffgehalt ist 15 %. Anmerkungen: 1. Natürlich vorkommendes Methangas mit nicht mehr als 20 Volumen-% Inertgasen und sonstigen Bestandteilen. 2. 75 mg/Nm3 in folgenden Fällen (in denen der Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen bestimmt wird): — Gasturbinen in Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung mit einem Gesamtwirkungsgrad von über 75 %; — Gasturbinen in Kombinationskraftwerken, deren elektrischer Gesamtwirkungsgrad im Jahresdurchschnitt über 55 % liegt; — Gasturbinen für mechanische Antriebszwecke. 3. Für einstufige Gasturbinen, die keiner der unter Anmerkung 2 genannten Kategorien zuzurechnen sind und deren Wirkungsgrad unter ISO-Grundlastbedingungen mehr als 35 % beträgt, gilt ein EGW von 50 × η/35, wobei η der in Prozent ausgedrückte Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen ist. Tabelle C.3 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zur SO2-Emissionsobergrenze für 2016 relevante Mindest-Schwefelabscheidegrade — Feuerungsanlagen, die mit einheimischen festen Brennstoffe betrieben werden und aufgrund der Eigenschaften dieser Brennstoffe die Emissionsgrenzwerte für SO2 gemäß Artikel 30 Absätze 2 und 3 der Richtlinie 2010/75/EU nicht einhalten können Feuerungswärmeleistung Mindest-Schwefelabscheidegrad 50-100 MW 60 % > 100-300 MW 75 % > 300-500 MW 90 % > 500 MW 94 % im Allgemeinen 92 % für Anlagen, für die vor dem 1. Januar 2001 der Auftrag zum Einbau einer Rauchgasentschwefelungsanlage oder einer Kalkinjektionsanlage erteilt und mit den entsprechenden Arbeiten begonnen wurde Anlage D Tabelle D.1 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zu den Emissionsobergrenzen für 2019 relevante Emissionsgrenzwerte — Andere Feuerungsanlagen als Gasturbinen und Gasmotoren Schadstoff Brennstofftyp EGW (mg/Nm3) 50-100 MW > 100-300 MW > 300-500 MW > 500 MW SO2 Kohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe (Anmerkung 1) 400 250 200 Biomasse (Anmerkung 1) 200 Torf (Anmerkung 1) 300 200 Flüssige Brennstoffe 350 (Anmerkung 2) 250 (Anmerkung 2) 200 (Anmerkung 3) Gasförmige Brennstoffe 35 im Allgemeinen 5 für Flüssiggas 400 für Koksofengase mit niedrigem Heizwert 200 für Hochofengase mit niedrigem Heizwert NOx Kohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe 300 (Anmerkungen 4 und 5) 200 (Anmerkung 5) 200 (Anmerkung 6) Biomasse und Torf 300 (Anmerkung 5) 250 (Anmerkung 5) 200 (Anmerkung 5) 200 (Anmerkung 6) Flüssige Brennstoffe 450 200 (Anmerkungen 5 und 7) 150 (Anmerkungen 5 und 7) 150 (Anmerkung 3) Erdgas (Anmerkung 8) 100 Andere Gase 300 200 Staub Kohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe 30 25 20 Biomasse und Torf 30 20 Flüssige Brennstoffe 30 25 20 Gasförmige Brennstoffe 5 im Allgemeinen 10 für Hochofengas 30 anderweitig verwertbare Gase der Stahlindustrie Der Bezugssauerstoffgehalt ist 6 % für feste Brennstoffe und 3 % für flüssige und gasförmige Brennstoffe. Anmerkungen: 1. 800 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 2. 850 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 3. 400 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 4. 450 mg/Nm3 bei Braunkohlestaubfeuerungen. 5. 450 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 6. 450 mg/Nm3 für Anlagen, für die die Genehmigung vor dem 1. Juli 1987 erteilt wurde und die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 7. 450 mg/Nm3 für Anlagen in Chemieanlagen, die flüssige Produktionsrückstände als nichtkommerziellen Brennstoff für den Eigenverbrauch verfeuern. 8. Natürlich vorkommendes Methangas mit nicht mehr als 20 Volumen-% Inertgasen und sonstigen Bestandteilen. Tabelle D.2 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zur NOx-Emissionsobergrenze für 2019 relevante Emissionsgrenzwerte — Gasturbinen und Gasmotoren EGW für NOx (mg/Nm3) Gasmotoren (Verfeuerung von gasförmigen Brennstoffen) 100 Gasturbinen (einschließlich Gas- und Dampfturbinen-Anlagen), die mit folgenden Brennstoffen betrieben werden: Erdgas (Anmerkung 1) 50 (Anmerkungen 2, 3 und 4) Andere gasförmige Brennstoffe als Erdgas 120 (Anmerkung 5) Leicht- und Mitteldestillate 90 (Anmerkung 5) Der Bezugssauerstoffgehalt ist 15 %. Anmerkungen: 1. Erdgas ist natürlich vorkommendes Methangas mit nicht mehr als 20 Volumen-% Inertgasen und sonstigen Bestandteilen. 2. 75 mg/Nm3 in folgenden Fällen (in denen der Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen bestimmt wird): — Gasturbinen in Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung mit einem Gesamtwirkungsgrad von über 75 %; — Gasturbinen in Kombinationskraftwerken, deren elektrischer Gesamtwirkungsgrad im Jahresdurchschnitt über 55 % liegt; — Gasturbinen für mechanische Antriebszwecke. 3. Für einstufige Gasturbinen, die keiner der unter Anmerkung 2 genannten Kategorien zuzurechnen sind und deren Wirkungsgrad unter ISO-Grundlastbedingungen mehr als 35 % beträgt, gilt ein EGW von 50 × η/35, wobei η der in Prozent ausgedrückte Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen ist. 4. 150 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. 5. 200 mg/Nm3 für Anlagen, die nicht mehr als 1 500 Stunden/Jahr in Betrieb sind. Tabelle D.3 Für die Berechnung der einzelnen Beiträge zur SO2-Emissionsobergrenze für 2019 relevante Mindest-Schwefelabscheidegrade — Feuerungsanlagen, die mit einheimischen festen Brennstoffen betrieben werden und aufgrund der Eigenschaften dieser Brennstoffe die Emissionsgrenzwerte für SO2 gemäß Artikel 30 Absätze 2 und 3 der Richtlinie 2010/75/EU nicht einhalten können Feuerungswärmeleistung Mindest-Schwefelabscheidegrad 50-100 MW 80 % > 100-300 MW 90 % > 300 MW 96 % im Allgemeinen 95 % für Anlagen, die mit Ölschiefer betrieben werden