Delegierte Verordnung (EU) 2019/331 der Kommission vom 19. Dezember 2018 zur Festlegung EU-weiter Übergangsvorschriften zur Harmonisierung der kostenlosen Zuteilung von Emissionszertifikaten gemäß Artikel 10a der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (Text von Bedeutung für den EWR.)

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t werden; g) Menge, Energiegehalt und Emissionsfaktor der erzeugten Restgase; h) Menge, Energiegehalt und Emissionsfaktor von Restgasen, die in andere Anlagenteile, Anlagen oder sonstige Einrichtungen exportiert werden; ▼M1 i) Menge des innerhalb der Systemgrenzen verbrauchten Stroms im Falle von Benchmarks, die in Anhang I Abschnitt 2 aufgeführt sind; ▼B j) Menge erzeugter Strom; k) Menge weitergeleitetes CO2, das aus anderen Anlagenteilen, Anlagen oder sonstigen Einrichtungen importiert wurde; l) Menge weitergeleitetes CO2, das in andere Anlagenteile, Anlagen oder sonstige Einrichtungen exportiert wurde; m) Export oder Import von Zwischenprodukten, die unter Produkt-Benchmarks fallen (ja/nein) und eine Beschreibung der Art des Zwischenprodukts, soweit zutreffend; n) Menge zusätzlicher Einsatzstoffe, ausgedrückt in Mengen Wasserstoff, Ethen und anderer chemischer Wertstoffe im Falle der Produkt-Benchmark „Steamcracken“; o) aus dem Wasserstoffverbrauch stammende, verbrauchte Wärme im Falle der Produkt-Benchmark „Vinylchlorid-Monomer“; ▼M1 p) Menge erzeugten Wasserstoffs und Kohlenmonoxids für die Produkt-Benchmark „Wasserstoff“. ▼B 3.2. Jahresdaten für Anlagenteile mit Wärme-Benchmark und für Fernwärmeanlagenteile Diese Rubrik enthält mindestens die folgenden Angaben für jedes Jahr des Bezugszeitraums: a) Nettomenge der in jedem Anlagenteil mit Wärme-Benchmark oder jedem Fernwärmeanlagenteil erzeugten messbaren Wärme; ▼M1 aa) Nettomenge der in jedem Anlagenteil mit Wärme-Benchmark oder jedem Fernwärmeanlagenteil aus Strom erzeugten messbaren Wärme; ▼B b) Emissionen, die der Erzeugung messbarer Wärme zugeordnet werden; c) Aktivitätsrate des Anlagenteils; d) Menge messbarer Wärme, die aus anderen Anlagenteilen, Anlagen oder sonstigen Einrichtungen importiert oder dorthin exportiert wurde; e) Menge erzeugter Strom. 3.3. Jahresdaten für Anlagenteile mit Brennstoff-Benchmark Diese Rubrik enthält mindestens die folgenden Angaben für jedes Jahr des Bezugszeitraums: a) Aktivitätsrate; b) zugeordnete Emissionen. ANHANG V Für die Kürzung der kostenlosen Zuteilung gemäß Artikel 10b Absatz 4 der Richtlinie 2003/87/EG anwendbare Faktoren Jahr Faktorwert 2021 0,300 2022 0,300 2023 0,300 2024 0,300 2025 0,300 2026 0,300 2027 0,225 2028 0,150 2029 0,075 2030 0,000 ANHANG VI Mindestinhalt des Plans zur Überwachungsmethodik Der Plan zur Überwachungsmethodik enthält mindestens folgende Angaben: 1. Allgemeine Angaben zur Anlage: a) Angaben zur Identifizierung der Anlage und des Anlagenbetreibers, einschließlich der im Unionsregister verwendeten Anlagenkennung; b) Angaben zur Version des Plans zur Überwachungsmethodik, Datum der Genehmigung durch die zuständige Behörde und Zeitpunkt, ab dem er anwendbar ist; c) eine Beschreibung der Anlage, insbesondere eine Beschreibung der wichtigsten dort durchgeführten Prozesse, eine Liste der Emissionsquellen, ein Flussdiagramm und einen Plan der Anlage, die es gestatten, die wichtigsten Stoff- und Energieströme zu verstehen; ▼M1 d) ein Schaubild mit mindestens folgenden Angaben: — die technischen Elemente der Anlage, Identifizierung von Emissionsquellen und Einheiten, die Wärme erzeugen bzw. verbrauchen; — alle Energie- und Materialströme, insbesondere Stoffströme, messbare und nicht messbare Wärme, gegebenenfalls Strom und Restgase; — die Messpunkte und Messgeräte; — die Systemgrenzen der Anlagenteile, einschließlich der Spaltung zwischen Anlagenteilen, die Sektoren bedienen, bei denen von einem Verlagerungsrisiko ausgegangen wird, und Anlagenteilen, die andere Sektoren bedienen, auf der Grundlage von NACE Rev. 2 oder PRODCOM sowie Spaltung zwischen Anlagenteilen, die der Herstellung von in Anhang I der Verordnung (EU) 2023/956 aufgeführten Waren dienen, und Anlagenteilen, die der Herstellung anderer Waren dienen, auf der Grundlage von KN-Codes; ▼B e) eine Liste und Beschreibung der Anschlüsse an andere EU-EHS-Anlagen oder Nicht-EHS-Einrichtungen für die Weiterleitung von messbarer Wärme, Zwischenprodukten, Restgasen oder CO2 für die Verwendung in dieser Anlage oder für die dauerhafte geologische Speicherung mit dem Namen und der Anschrift und einer Kontaktperson der angeschlossenen Anlage oder Einrichtung und ihrer eindeutigen Kennung im Unionsregister, soweit zutreffend; f) eine Bezugnahme auf das Verfahren für die Zuweisung der Überwachungs- und Berichterstattungszuständigkeiten innerhalb der Anlage und für die Verwaltung der Qualifikationen des zuständigen Personals; g) eine Bezugnahme auf das Verfahren für die regelmäßige Evaluierung der Angemessenheit des Plans zur Überwachungsmethodik im Einklang mit Artikel 9 Absatz 1; dieses Verfahren sorgt insbesondere dafür, dass für alle in Anhang IV genannten Datenpunkte, die für die Anlage relevant sind, Überwachungsmethoden eingeführt wurden, und dass im Einklang mit Anhang VII Abschnitt 4 die genauesten Datenquellen herangezogen werden; h) eine Bezugnahme auf die schriftlichen Verfahren für die Datenflussaktivitäten und Kontrollaktivitäten gemäß Artikel 11 Absatz 2 mit Diagrammen, soweit dies zur Erläuterung erforderlich ist; 2. Angaben zu Anlagenteilen: ▼M1 a) zu jedem Anlagenteil eine Bezugnahme auf das Verfahren, nach dem die hergestellten Produkte und Waren und ihre jeweiligen PRODCOM-Codes und KN-Codes erfasst werden; ▼B b) die Systemgrenzen jedes Anlagenteils mit einer klaren Beschreibung, welche technischen Einheiten enthalten sind, und einer Beschreibung der durchgeführten Prozesse sowie der Angabe, welche Input-Materialien und Brennstoffe, Produkte und Outputs welchen Anlagenteilen zugeordnet sind; im Falle komplexer Anlagenteile ist für diese gesondert ein detailliertes Flussdiagramm beizufügen; c) eine Beschreibung der Teile von Anlagen, die mehr als einem Anlagenteil dienen, einschließlich Heizungsanlagen, gemeinsam genutzte Kessel und KWK-Anlagen; d) soweit zutreffend, für jeden Anlagenteil die Beschreibung der Methoden für die Zuordnung der Teile von Anlagen, die mehr als einem Anlagenteil dienen, und ihre Emissionen an die entsprechenden Anlagenteile; 3. Überwachungsmethoden auf Ebene der Anlage; a) eine Beschreibung der Methoden zur Quantifizierung der Gesamtanlagenbilanz von Import, Erzeugung, Verbrauch und Export von Wärme, b) die Methode zur Vermeidung von Datenlücken und Doppelzählungen; 4. Überwachungsmethoden auf Ebene der Anlagenteile; a) eine Beschreibung der Methoden zur Quantifizierung der Direktemissionen des Anlagenteils, soweit zutreffend mit der Methode zur Quantifizierung der dem Anlagenteil zugeordneten absoluten Menge oder des absoluten Prozentsatzes der Stoffströme oder Emissionen, die mit auf Messung beruhenden Methodiken gemäß der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 überwacht werden; b) soweit zutreffend, eine Beschreibung der Methoden zur Zuordnung und Quantifizierung der Mengen und Emissionsfaktoren des Energie-Inputs aus Brennstoffen und des Exports von in Brennstoffen enthaltener Energie; c) eine Beschreibung der Methoden zur Zuordnung und Quantifizierung der Mengen und, falls verfügbar, der Emissionsfaktoren von Import, Export, Verbrauch und Erzeugung messbarer Wärme, soweit zutreffend; d) eine Beschreibung der Methoden zur Quantifizierung der Mengen des Verbrauchs und der Erzeugung von Strom und des austauschbaren Teils des Verbrauchs, soweit zutreffend; e) eine Beschreibung der Methoden zur Zuordnung und Quantifizierung der Mengen, Energiegehalte und Emissionsfaktoren von Import, Export, Verbrauch und Erzeugung von Restgasen, soweit zutreffend; f) eine Beschreibung der Methoden zur Zuordnung und Quantifizierung der Mengen von importiertem oder exportiertem weitergeleitetem CO2, soweit zutreffend; g) für jeden Anlagenteil mit Produkt-Benchmark eine Beschreibung der Methoden zur Quantifizierung der jährlichen Produktionsmenge des in Anhang I genannten Produkts mit — soweit zutreffend — den erforderlichen zusätzlichen Parametern gemäß den Artikeln 19 und 20 und den Anhängen II und III. Die Beschreibungen der Methoden zur Quantifizierung der zu überwachenden und mitzuteilenden Parameter umfassen gegebenenfalls Berechnungsschritte, Datenquellen, Berechnungsformeln, relevante Berechnungsfaktoren mit Messeinheiten, horizontale und vertikale Prüfungen für den Datenabgleich, Verfahren zur Untermauerung von Stichprobenplänen, die verwendeten Messgeräte mit Verweis auf das entsprechende Diagramm und eine Beschreibung, wie sie installiert und gewartet werden, sowie eine Liste der Laboratorien, die mit den relevanten Analyseverfahren betraut wurden. Die Beschreibung umfasst gegebenenfalls das Ergebnis der vereinfachten Unsicherheitsbewertung gemäß Artikel 7 Absatz 2 Buchstabe c. Für jede maßgebliche Berechnungsformel umfasst der Plan ein Beispiel mit realen Daten. ANHANG VII Datenüberwachungsmethoden 1. GEGENSTAND Dieser Anhang enthält Methoden für die Ermittlung der Daten, die für die Übermittlung der in Anhang IV aufgeführten Daten auf Ebene der Anlage erforderlich sind, sowie Regeln für die Zuordnung dieser Daten zu Anlagenteilen, ausgenommen Daten, die gemäß einem Monitoringkonzept überwacht werden, dass die zuständige Behörde gemäß Verordnung (EU) Nr. 601/2012 genehmigt hat. Daten, die nach Maßgabe der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 ermittelt werden, werden im Rahmen der Verordnung verwendet, wenn sie relevant sind. 2. BEGRIFFSBESTIMMUNGEN „Datensatz“ bedeutet für die Zwecke dieses Anhangs eine Datenart, je nach den Gegebenheiten entweder auf Ebene der Anlage oder der Anlagenteile, wie nachstehend genannt: a) die Menge von Brennstoffen oder Materialien, die in einem Prozess verbraucht oder erzeugt wird und für die auf Berechnung beruhende Überwachungsmethodik relevant ist, ausgedrückt in Terajoule, als Masse in Tonnen oder — bei Gasen — als Volumen in Normkubikmetern, einschließlich Restgasen; b) ein Berechnungsfaktor wie im Rahmen der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 verwendet (d. h. Zusammensetzung eines Materials, Brennstoffs oder Restgases; c) die Nettomenge der messbaren Wärme und Parameter, die für die Ermittlung dieser Menge relevant sind, insbesondere — Wärmefluss des Wärmeträgers und — die Enthalpie des übermittelten und zurückgeleiteten Wärmeträgers, die durch Zusammensetzung, Temperatur, Druck und Sättigung spezifiziert wird; d) die Mengen nicht messbarer Wärme, die durch die relevanten Mengen der für die Wärmeerzeugung verwendeten Brennstoffe spezifiziert werden, und den unteren Heizwert des Brennstoffmixes; e) die Strommengen; f) die Mengen CO2, die zwischen Anlagen weitergeleitet werden. „Bestimmungsmethodik“ bedeutet eine der nachstehend genannten Methodiken: a) eine Methodik zur Ermittlung, Erhebung und Verarbeitung von Daten, die in der Anlage für Datensätze historischer Daten bereits vorliegen, oder b) eine Überwachungsmethodik für einen spezifischen Datensatz, die auf einem genehmigten Plan zur Überwachungsmethodik beruht. Darüber hinaus gelten die Begriffsbestimmungen für „Stoffstrom“, „Emissionsquelle“, „inhärentes Risiko“, „Kontrollrisiko“ und „Emissionsfaktor“ des Artikels 3 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012. 3. ALLGEMEINE METHODEN 3.1. Anwendbare Methoden Der Anlagenbetreiber bestimmt Daten für die Erstellung eines Bezugsdatenberichts im Einklang mit Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe a mithilfe von in diesem Anhang beschriebenen Methoden. Sind in diesem Anhang anwendbare Methoden für die Bestimmung eines bestimmten Datensatzes nicht beschrieben, wendet der Anlagenbetreiber eine geeignete Methode an, die von der für den Plan zur Überwachungsmethodik zuständigen Behörde gemäß Artikel 6 genehmigt wurde. Eine Methode gilt als geeignet, wenn der Anlagenbetreiber gewährleistet, dass jegliche Messung, Analyse, Probenahme, Kalibrierung und Validierung zur Bestimmung des spezifischen Datensatzes mithilfe von Methoden vorgenommen wird, die auf den entsprechenden EN-Normen beruhen. Sind keine solchen Normen verfügbar, so stützen sich die Methoden auf geeignete ISO-Normen oder nationale Normen. Gibt es keine anwendbaren veröffentlichten Normen, so werden geeignete Normentwürfe, Best-Practice-Leitlinien der Industrie oder andere wissenschaftlich erprobte Vorgehensweisen verwendet, die systematische Fehler bei Probenahme und Messung begrenzen. 3.2. Ansatz für die Zuordnung von Daten an Anlagenteile 1. Sind nicht für jeden Anlagenteil Daten für einen spezifischen Datensatz vorhanden, so schlägt der Anlagenbetreiber eine geeignete Methode zur Bestimmung der für jeden einzelnen Anlagenteil benötigten Daten vor, außer in den Fällen gemäß Artikel 10 Absatz 3 Unterabsätze 2 und 3. Zu diesem Zweck gilt einer der folgenden Grundsätze, je nachdem, welcher Grundsatz genauere Ergebnisse liefert: a) Soweit an derselben Produktionslinie nacheinander unterschiedliche Produkte hergestellt werden, werden Inputs, Outputs und die diesbezüglichen Emissionen sequenziell auf Basis der Nutzungszeit pro Jahr und Anlagenteil zugeordnet; b) Inputs, Outputs und die diesbezüglichen Emissionen werden auf Basis der Masse oder des Volumens der jeweils hergestellten Produkte oder anhand von Schätzungen auf Basis der freien Reaktionsenthalpien der betreffenden chemischen Reaktionen oder anhand eines anderen geeigneten wissenschaftlich fundierten Verteilungsschlüssels zugeordnet. 2. Tragen mehrere Messinstrumente unterschiedlicher Qualität zu den Messergebnissen bei, sind die auf Anlagenebene vorliegenden Daten zu den Mengen von Materialien, Brennstoffen, messbarer Wärme oder Strom nach einer der folgenden Methoden auf die Anlagenteile aufzuteilen: a) Bestimmung der Aufteilung auf Grundlage einer Bestimmungsmethode wie Messung mit Unterzählern, Schätzung, Korrelation, die für jeden Anlagenteil in gleicher Weise angewendet wird. Weicht die Summe der Daten zu den Anlagenteilen von den gesondert für die Anlage bestimmten Daten ab, wird zur einheitlichen Berichtigung ein einheitlicher „Abgleichfaktor“ wie folgt angewendet, um zu dem Zahlenwert für die Gesamtanlage zu gelangen: AbgF = DAnl / Σ DAT (Gleichung 1) dabei sind AbgF der Abgleichfaktor, DAnl der für die Gesamtanlage ermittelte Datenwert und DAT die Datenwerte für die einzelnen Anlagenteile. Die Daten für jeden Anlagenteil werden dann wie folgt berichtigt: DAT,ber = DAT × AbgF (Gleichung 2) b) Sind lediglich zu einem Anlagenteil keine Daten verfügbar oder von schlechterer Qualität als die Daten der übrigen Anlagenteile, so können die bekannten Anlagenteildaten von den Daten der Gesamtanlage abgezogen werden. Diese Methode wird nur bei Anlagenteilen bevorzugt, die kleinere Mengen zur Zuteilung der Anlage beitragen. 3.3. Messinstrumente oder -verfahren, die nicht der Kontrolle des Anlagebetreibers unterliegen Der Anlagenbetreiber kann auf Messsysteme oder Analyseverfahren zurückgreifen, die nicht seiner eigenen Kontrolle unterliegen, wenn a) der Anlagenbetreiber für die Bestimmungen eines bestimmten Datensatzes nicht über eigene Messinstrumente oder Analyseverfahren verfügt; b) die Bestimmung eines Datensatzes durch die Messinstrumente oder Analyseverfahren des Anlagenbetreibers technisch nicht möglich ist oder unverhältnismäßige Kosten verursachen würde; c) der Anlagebetreiber der zuständigen Behörde nachweist, dass das nicht seiner Kontrolle unterliegende Messsystem oder Analyseverfahren zuverlässigere Ergebnisse liefert und weniger anfällig für Kontrollrisiken ist. Zu diesem Zweck kann der Anlagenbetreiber auf eine der folgenden Datenquellen zurückgreifen: a) die Mengen, die in den von einem Handelspartner ausgestellten Rechnungen ausgewiesen sind, sofern eine kommerzielle Transaktion zwischen zwei unabhängigen Handelspartnern stattfindet; b) die durch direktes Ablesen von den Messsystemen ermittelten Werte; c) die Anwendung empirischer Korrelationen durch eine kompetente, unabhängige Stelle, z. B. Gerätelieferanten, Ingenieurbüros oder akkreditierte Laboratorien. 3.4. Methoden der indirekten Bestimmung Steht für den benötigten Datensatz kein Konzept der direkten Messung oder Analyse zur Verfügung, insbesondere in Fällen, in denen messbare Nettowärme in verschiedene Produktionsprozesse einfließt, so schlägt der Anlagenbetreiber die Anwendung einer Methode der indirekten Bestimmung vor, wie a) Berechnung auf Basis eines bekannten chemischen oder physikalischen Prozesses gegebenenfalls unter Heranziehung anerkannter Literaturwerte für die chemischen oder physikalischen Eigenschaften der beteiligten Stoffe, geeigneter stöchiometrischer Faktoren und thermodynamischer Eigenschaften wie Reaktionsenthalpien; b) Berechnung auf Basis der Auslegungsdaten der Anlage, wie Energieeffizienz der technischen Einheiten oder den pro Produkteinheit berechneten Energieverbrauch; c) Korrelationen auf der Grundlage empirischer Tests zur Bestimmung von Schätzwerten aus nicht kalibrierten Geräten für den benötigten Datensatz oder von in den Produktionsprotokollen dokumentierten Daten. Zu diesem Zweck trägt der Anlagenbetreiber dafür Sorge, dass die Korrelation den Verfahrensregeln der guten Ingenieurspraxis entspricht und nur auf Werte angewandt wird, die in das Spektrum fallen, für das sie ermittelt wurden. Der Anlagenbetreiber bewertet die Gültigkeit solcher Korrelationen mindestens einmal jährlich. 4. AUSWAHL DER BESTIMMUNGSMETHODEN UND DER DATENQUELLEN MIT DER HÖCHSTEN ERREICHBAREN GENAUIGKEIT 4.1. Technische Machbarkeit Erklärt ein Anlagenbetreiber, dass die Anwendung einer spezifischen Bestimmungsmethodik technisch nicht machbar ist, so bewertet die zuständige Behörde die technische Machbarkeit, wobei sie die Begründung des Anlagenbetreibers berücksichtigt. Diese Begründung stützt sich darauf, dass dem Anlagenbetreiber technische Mittel zur Verfügung stehen, die den Erfordernissen eines vorgeschlagenen Systems oder einer vorgeschlagenen Auflage gerecht werden und innerhalb der für die Zwecke dieser Verordnung erforderlichen Zeitspanne eingesetzt werden können. Diese technischen Mittel schließen auch die Verfügbarkeit der erforderlichen Techniken und Technologie ein. 4.2. Unverhältnismäßige Kosten Erklärt ein Anlagenbetreiber, dass die Anwendung einer spezifischen Bestimmungsmethodik unverhältnismäßige Kosten verursacht, so bewertet die zuständige Behörde die Verhältnismäßigkeit der Kosten, wobei sie die Begründung des Betreibers berücksichtigt. ▼M1 Die zuständige Behörde sieht Kosten als unverhältnismäßig an, wenn die vom Anlagenbetreiber veranschlagten Kosten den Nutzen einer spezifischen Bestimmungsmethode überwiegen. Zu diesem Zweck wird der Nutzen durch Multiplikation eines Verbesserungsfaktors mit einem in Artikel 18 Absatz 1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission ( 8 ) genannten Referenzpreis berechnet; die Kosten schließen gegebenenfalls einen angemessenen Abschreibungszeitraum auf Basis der wirtschaftlichen Lebensdauer der Ausrüstung ein. ▼B Der Verbesserungsfaktor beträgt 1 % der zuletzt bestimmten jährlichen kostenlosen Zuteilung an den Anlagenteil. Abweichend von dieser Berechnungsmethode kann die zuständige Behörde Anlagenbetreibern gestatten, den Verbesserungsfaktor als 1 % des betroffenen CO2-Äquivalents zu bestimmen. Beim betroffenen CO2-Äquivalent muss es sich um eines der nachstehend genannten handeln, je nach dem Parameter, für den die Verbesserung der Methodik vorgesehen ist: a) im Falle eines kohlenstoffhaltigen Brennstoffs oder Materials, einschließlich Restgasen, die Emissionen, die freigesetzt würden, wenn der in der Jahresmenge des Brennstoffs oder Materials enthaltene Kohlenstoff in CO2 umgesetzt würde; b) im Falle von Emissionen, die durch eine auf Messung beruhende Methodik überwacht werden, die Jahresemissionen der entsprechenden Emissionsquelle; c) im Falle von messbarer Wärme die entsprechende Jahresmenge messbarer Wärme, multipliziert mit der Wärme-Benchmark; d) im Falle von nicht messbarer Wärme die entsprechende Jahresmenge nicht messbarer Wärme, multipliziert mit der Brennstoff-Benchmark; e) im Falle von Strom die entsprechende Jahresmenge Strom, multipliziert mit dem in Artikel 22 Absatz 3 genannten Faktor; f) im Falle der Menge eines Produkts, für das eine Produkt-Benchmark gilt, die vorläufige Zahl der dem Anlagenteil kostenlos zugeteilten Zertifikate, die gemäß Artikel 16 Absatz 2 im ersten Jahr des entsprechenden Zuteilungszeitraums bestimmt wurde. Wurde die relevante Benchmark noch nicht im Einklang mit Artikel 10a Absatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG bestimmt, wird die betreffende Benchmark gemäß Anhang I dieser Verordnung herangezogen. Maßnahmen zur Verbesserung der Überwachungsmethodik einer Anlage, deren Gesamtkosten 2 000 EUR pro Jahr nicht überschreiten, gelten nicht als unverhältnismäßig. Bei Anlagen mit geringen Emissionen gemäß Artikel 47 der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 liegt dieser Schwellenwert bei 500 EUR. 4.3. Prozess Um die genauesten verfügbaren Datenquellen zu ermitteln, wählt der Anlagenbetreiber die genauesten Datenquellen aus, die technisch machbar sind und keine unverhältnismäßigen Kosten verursachen und die einen klaren Datenfluss mit dem geringsten inhärenten Risiko und Kontrollrisiko gewährleisten (im Folgenden „primäre Datenquellen“). Der Anlagenbetreiber zieht die primären Datenquellen für die Erstellung des Bezugsdatenberichts heran. Soweit dies machbar ist, ohne unverhältnismäßige Kosten zu verursachen, bemüht sich der Anlagenbetreiber für die Zwecke des Kontrollsystems gemäß Artikel 11 zur Bestätigung der primären Datenquellen, zusätzliche Datenquellen oder Methoden für die Datenbestimmung (im Folgenden „bestätigende Datenquellen“) zu ermitteln und zu verwenden. Die gegebenenfalls ausgewählten bestätigenden Datenquellen werden in den schriftlichen Verfahren gemäß Artikel 11 Absatz 2 und im Plan zur Überwachungsmethodik dokumentiert. Für die Auswahl der primären Datenquellen vergleicht der Anlagenbetreiber alle für denselben Datensatz verfügbaren Dat