GHG MRR ICR Appendix A and B

Appendix A

Table A-1 Reporting Thresholds and Reporting Requirements
Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

C—General Stationary Fuel Combustion Sources (§ 98.30). See ICR section 4(b)(i).
D—Electricity 
See reporting requirements for stationary combustion
25,000 metric tons; all  All facilities
Generation 
facilities subject to the 
(§98.40)
Acid Rain Program or 
CAIR
Stationary combustion
See reporting requirements for stationary combustion
E—Adipic Acid  All in
Production
(a)  Annual N2O emissions from adipic acid production in metric tons.
Production 
(b)  Annual adipic acid production capacity (in metric tons).
(§98.50)
(c)  Annual adipic acid production, in units of metric tons of adipic acid produced.
(d)  Number of facility operating hours in calendar year.
(e)  Emission rate factor used (lb N2O/ton adipic acid). 
(f)  Abatement technology used (if applicable). 
(g)  Abatement technology efficiency (percent destruction).
(h)  Abatement utilization factor (percent of time that abatement system is operating).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-1

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

F—Aluminum 
Production  
(§98.60)

All in

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual aluminum production in metric tons.
(b) Type of smelter technology used. 
(c) The following PFC‐specific information on an annual basis: 
(1) Perfluoromethane emissions and perfluoroethane emissions from anode effects in all prebake 
and all Søderberg electolysis cells combined. 
(2) Anode effect minutes per cell‐day, anode effect frequency (AE/cell‐day), anode effect duration 
(minutes).
(3) Smelter‐specific slope coefficient and the last date when the smelter‐specific‐slope coefficient 
was measured.
(d) Method used to measure the frequency and duration of anode effects.
(e) The following CO2‐specific information for prebake cells on an annual basis: 
(1) Total anode consumption.
(2) Total CO2 emissions from the smelter. 
(f) The following CO2‐specific information for Søderberg cells on an annual basis: 
(1) Total paste consumption. 
(2) Total CO2 emissions from the smelter.
(g) Smelter‐specific inputs to the CO2 process equations (e.g., levels of sulfur and ash) that were 
used in the calculation, on an annual basis. 
(h) Exact data elements required will vary depending on smelter technology 
(e.g., point‐feed prebake or Søderberg).

G—Ammonia 
Manufacturing 
(§98.70)

All in

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual CO2 emissions from ammonia manufacturing process (metric tons);
(b) Total quantity of feedstock consumed for ammonia manufacturing; and
(c) Monthly analyses of carbon content for each feedstock used in ammonia manufacturing (kg 
carbon/kg of feedstock).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-2

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

H—Cement 
Production 
(§98.80)

All in

Fuel combustion at kilns  See reporting requirements for stationary combustion
and any other Stationary 
combustion unit
Production

I—Electronics 
Manufacturing 
(§98.90)

Stationary combustion
Production capacity
Semiconductors: 1,078  Production
m2 silicon 
MEMs: 4,358 m2 silicon
LCDs: 235,737 m2 LCD
PVs: 728,014 m2 PV‐
Cell

J—Ethanol 
Production 
(§98.100)

25,000 metric tons 
C02e/year

Onsite stationary 
combustion
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Reporting and Verification

(a) The total combined CO2 emissions from all kilns at the facility (in metric tons).
(b) Annual clinker production (tons).
(c) Number of kilns. 
(d) Annual CKD production (in metric tons). 
(e) Total annual fraction of CKD recycled to the kilns (as a percentage). 
(f) Annual weighted average carbonate composition (by carbonate). 
(g) Annual weighted average fraction of calcination achieved (for each carbonate, percent). 
(h) Site‐specific emission factor (metric tons CO2/metric ton clinker produced). 
(i) Organic carbon content of the raw material (percent).
(j) Annual consumption of raw material (metric tons)
(k) Facilities that use CEMS must also comply with the data reporting requirements specified in 
§98.36(d)(iv).
See reporting requirements for stationary combustion
(a) Emissions of each GHG emitted from all plasma etching processes, all chamber cleaning, all 
chemical vapor deposition processes, and all heat transfer fluid use, respectively.
(b) The method, mass of input F‐GHG gases, and emission factors used for estimating F‐GHG 
emissions.
(c) Production in terms of substrate surface area (e.g., silicon, PV‐cell, LCD).
(d) Factors used for gas process utilization and by‐product formation, and the source and 
uncertainty for each factor.
(e) The verified DRE and its uncertainty for each abatement device used, if you have verified the DRE 
pursuant to §98.94(c).
(f) Fraction of each gas fed into each process type with abatement devices.
(g) Description of abatement devices, including the number of devices of each manufacturer and 
model.
(h) For heat transfer fluid emissions, inputs in the mass‐balance equation.
(i) Example calculations for F‐GHG, N2O, and heat transfer fluid emissions. 
(j) Estimate of the overall uncertainty in the emissions estimate.
See reporting requirements for stationary combustion
See reporting requirements for landfills
See reporting requirements for wastewater treatment

Page A-3

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

K—Ferroalloy 
Production 
(§98.110)

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual CO2 emissions from each electric arc furnace used for ferroalloy production, in metric 
tons and the method used to estimate these emissions.
(b) Annual CH4 emissions from each electric arc furnaces used for the production of any ferroalloy 
listed in Table K‐1 of this subpart.
(c) Facility ferroalloy product production capacity (metric tons). 
(d) Annual facility production quantity for each ferroalloy product (metric tons).
(d) Number of facility operating hours in calendar year.
(f) If you use the carbon balance procedure, report for each carbon‐containing input and output 
material consumed or used (other than fuel), the information specified in paragraphs (g)(1)and (2) of 
this section.
(1) Annual material quantity (in metric tons).
(2) Annual average of the monthly carbon content determinations for each material and the method 
used for the determination (e.g., supplier provided information, analyses of representative samples 
you collected).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-4

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

L—Fluorinated  25,000 metric tons 
Greenhouse Gas  C02e/year
Production 
(§98.120) 

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) For each production process at the facility, report: (1) Total mass of fluorinated GHG produced in 
metric tons, by chemical; (2) Total mass of reactant fed into the production process in metric tons, 
by chemical; (3) Total mass of each reactant permanently removed from production process in 
metric tons, by chemical; (4) Total mass of fluorinated GHG product removed from production 
process and destroyed,
(5) Mass of each by‐product generated; (6) Mass of each by‐product destroyed at the facility; (7) 
Mass of each by‐product recaptured and sent off‐site for destruction; (8) Mass of each by‐product 
recaptured for other purposes; (9) Mass of each fluorinated GHG emitted.
(b) Where missing data have been estimated pursuant to §98.125, report:
(1) Reason the data were missing, length of time the data were missing, method used to estimate 
the missing data, & estimates of those data. 
(2) Where the missing data have been estimated pursuant to §98.125(a)(3), report the rationale for 
the methods used to estimate the missing data & why the methods specified in §98.125(a)(1) and 
(a)(2) would lead to a significant under‐ or overestimate of the parameter(s).
(c) For each fluorinated GHG production facility that destroys fluorinated GHGs, report results 
of annual fluorinated GHG conc. measurements at outlet of destruction device, including:
(1) Flow rate of fluorinated GHG being fed into destruction device in kg/hr.
(2) Concentration (mass fraction) of fluorinated GHG at outlet of destruction device.
(3) Flow rate at outlet of destruction device in kg/hr.
(4) Emission rate calculated from paragraphs(c)(2)&(c)(3) of this section in kg/hr.  
(d) A fluorinated GHG production facility that destroys fluorinated GHGs shall submit a 
one‐time report containing the following information:
(1) Destruction efficiency (DE) of each destruction unit. 
(2) Test methods used to determine the destruction efficiency.
(3) Methods used to record the mass of fluorinated GHG destroyed.
(4) Chemical identity of fluor. GHG(s) used in performance test conducted to determine DE.
(5) Name of all applicable federal or state regs that may apply to destruction process.  
(6) If any process changes affect unit destruction efficiency or methods used to record mass 
of fluorinated GHG destroyed, a revised report must be submitted to reflect the changes. The 
revised report must be submitted to EPA within 60 days of the change.

M—Food 
Processing 
(§98.130)

Onsite stationary 
combustion
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment

See reporting requirements for stationary combustion

25,000 metric tons 
C02e/year

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

See reporting requirements for landfills
See reporting requirements for wastewater treatment

Page A-5

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

N—Glass 
Production 
(§98.140)

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
For each continuous glass melting furnace, retain:
(a) Annual process emissions of CO2, in metric tons/yr.
(b) Annual quantity of each carbonate‐based raw material charged, in metric tons/yr.
(c) Annual quantity of glass produced, in metric tons/yr.
(d) If process CO2 emissions are calculated based on data provided by the raw material supplier 
according to §98.143(a)(1), the carbonate‐based mineral mass fraction (as percent) for each 
carbonate‐based raw material charged to a continuous glass melting furnace.

Stationary combustion
Production facilities

See reporting requirements for stationary combustion. 
(a) For each HCFC‐22 production facility, report:
(1) The mass of HCFC‐22 produced in metric tons.
(2) The mass of reactants fed into the process in metric tons of reactant.
(3) The mass (in metric tons) of materials other than HCFC‐22 and HFC‐23 (i.e., unreacted reactants, 
HCl and other by‐products) that occur in more than trace concentrations and that are permanently 
removed from the process.
(4) The method for tracking startups, shutdowns, and malfunctions and HFC‐23 
generation/emissions during these events.
(5) The names and addresses of facilities to which any HFC‐23 was sent for destruction, and the 
quantities of HFC‐23 (metric tons) sent to each.
(6) The total mass of the HFC‐23 generated in metric tons. 
(7) The mass of any HFC‐23 packaged for sale in metric tons. 
(8) The mass of any HFC‐23 sent off site for destruction in metric tons.
(9) The mass of HFC‐23 emitted in metric tons.
(10) The mass of HFC‐23 emitted from equipment leaks in metric tons.
(11) The mass of HFC‐23 emitted from process vents in metric tons.

O—HCFC‐22 
All in
Production and 
HFC‐23 
Destruction 
(§98.150)

(b) Where missing data have been estimated pursuant to §98.155, the designated 
representative of the HCFC‐22 production facility or HCF‐23 destruction facility shall report the 
reason the data were missing, the length of time the data were missing, the method used to 
estimate the missing data, and the estimates of those data.  
(1) Where the missing data have been estimated pursuant to §98.155(a)(3), the designated 
representative shall also report the rationale for the methods used to estimate the missing 
data and why the methods specified in §98.155(a)(1) and (2) would probably lead to a 
significant under‐ or overestimate of the parameter(s).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-6

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

O—HCFC‐22 
Production and 
HFC‐23 
Destruction 
(§98.150) (Cont.)

(1) If HFC‐23 
destruction facility is 
also an HCFC‐22 
production facility: all 
in
(2) If HFC‐23 
destruction facility is 
not also an HCFC‐22 
prodcution facility: 
25,000 metric tons 
C02e/year

HFC‐23 destruction 
facilities

Report the following:
(1) The mass of HFC‐23 fed into the thermal oxidizer.  
(2) The mass of HFC‐23 destroyed.
(3) The mass of HFC‐23 emitted from the thermal oxidizer.
Report the results of the facility’s annual HFC‐23 concentration measurements at the outlet of the 
destruction device, including:
(1) The flow rate of HFC‐23 being fed into the destruction device in kg/hr,
(2) The concentration (mass fraction) of HFC‐23 at the outlet of the destruction device,
(3) The flow rate at the outlet of the destruction device in kg/hr, and
(4) The emission rate calculated from (c)(2) and (3) in kg/hr. 
Destruction facility shall also submit a one‐time report including:
(1) The destruction unit's destruction efficiency (DE), 
(2) The methods used to determine the unit’s destruction efficiency,
(3) The methods used to record the mass of HFC‐23 destroyed,
(4) The name of other relevant federal or state regulations that may apply to the destruction 
process, and 
(5)  If any changes are made that affect HFC‐23 destruction efficiency or the methods used to record 
volume destroyed, then these changes must be reflected in a revision to this report.  
The revised report must be submitted to EPA within 60 days of the change.

P—Hydrogen 
Production 
(§98.160)

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

See reporting requirements for stationary combustion
For each process unit, report:
(a) Facilities that use CEMS must comply with the procedures specified in §98.36(a)(1)(iv).
(b) Annual total consumption of feedstock for hydrogen production; annual total of hydrogen 
produced; and annual total of ammonia produced, if applicable.
(c) Monthly analyses of carbon content for each feedstock used in hydrogen production (kg 
carbon/kg of feedstock).

Page A-7

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

Q—Iron & Steel  25,000 metric tons 
Production 
C02e/year
(§98.170)

Stationary combustion
Production

R—Lead 
Production 
(§98.180)

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
Report the following information for coke pushing and for each taconite indurating furnace; basic 
oxygen furnace; non‐recovery coke oven battery; sinter process; EAF; argon‐oxygen decarburization 
vessel; and direct reduction furnace, as applicable: 
(a) Annual CO2 emissions by calendar quarters;
(b) Annual total for all process inputs and outputs when the carbon balance is used for specific 
processes by calendar quarters (short tons);
(c) Annual production quantity (in metric tons) for taconite pellets, coke, sinter, iron, and raw steel 
by calendar quarters;
(d) Production capacity (in tons per year) for the production of taconite pellets, coke, sinter, iron, 
and raw steel; 
(e) Annual operating hours for taconite furnaces, coke oven batteries, sinter production, blast 
furnaces, direct reduced iron furnaces, and electric arc furnaces; and
(f) Site‐specific emission factor for all process units for which the site‐specific emission factor 
approach is used.
(g) Facilities using CEMs must follow reporting requirements in §98.36(d)(iv)
See reporting requirements for stationary combustion
(a) Total annual CO2 emissions from each smelting furnace operated at your facility for lead 
production (metric tons and the method used to estimate emissions).
(b) Facility lead product production capacity (metric tons). 
(c) Annual facility production quantity (metric tons).
(d) Number of facility operating hours in calendar year.
(e) For each carbon‐containing input material consumed or used (other than fuel), report:
(1) Annual material quantity (in metric tons); and
(2) Annual weighted average carbon content determined for material and the method used for the 
determination (e.g., supplier provided information, analyses of representative samples you 
collected).

S—Lime 
Manufacturing 
(§98.190)

All in

Stationary combustion
Production

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

See reporting requirements for stationary combustion
(a) For each lime kiln, record:
(1) Annual CO2 process emissions;
(2) Annual lime production (in metric tons);
(3) Annual lime production capacity (in metric tons) per facility;
(4) All monthly emission factors, and;  
(5) Number of operating hours in calendar year
(b) Facilities that use CEMS must also comply with the recordkeeping requirements specified
 in §98.37.

Page A-8

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

T—Magnesium  25,000 metric tons 
Production 
C02e/year
(§98.200)

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Total GHG emissions for your facility by gas in metric tons and CO2e;
(b) Type of production process (e.g., primary, secondary, die casting);
(c) Magnesium production amount in metric tons for each process type;
(d) Cover gas flow rate and composition;
(e) Amount of CO2 used as a carrier gas during the reporting period;
(f) For any missing data, you must report the length of time the data were missing, the method used 
to estimate emissions in their absence, and the quantity of emissions thereby estimated; 
(g) The facility’s cover gas usage rate; and
(h) If applicable, an explanation of any change greater than 30 percent in the facility’s cover gas 
usage rate (e.g., installation of new melt protection technology or leak discovered in the cover gas 
delivery system that resulted in increased consumption).
(i)  A description of any new melt protection technologies adopted to account for reduced GHG 
emissions in any given year.

U—Misc. Uses of 
Carbonate (§ 
98.210)

Production

(a) Annual CO2 emissions from miscellaneous carbonate use (in metric tons);
(b) Annual carbonate consumption (by carbonate type in tons);
(c) Annual fraction calcinations ; and
(d) Average annual mass fraction of carbonate‐based mineral in carbonate‐based raw material by 
carbonate type.

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
For each nitric acid production line, report annual N2O process emissions and
(a) Annual nitric acid production capacity (metric tons);
(b) Annual nitric acid production (metric tons);
(c) Number of operating hours in the calendar year (hours);
(d) Emission factor(s) used (lb N2O/ton of nitric acid produced); 
(e) Type of nitric acid process used;
(f) Abatement technology used (if applicable);
(g) Abatement utilization factor (percent of time that abatement system is operating); and
(h) Abatement technology efficiency.

V—Nitric Acid 
Production 
(§98.220)

All in

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-9

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

W—Oil & 
Natural Gas 
Systems 
(§98.230)

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual emissions reported separately for each of the operations listed in (a)(1) through (6) of this 
paragraph.  Within each operation, emissions from each source type must be reported in the 
aggregate. For example, an underground natural gas storage facility with multiple reciprocating 
compressors must report emissions from all reciprocating compressors as an aggregate number.
(1) Offshore petroleum and natural gas production facilities.
(2) Onshore natural gas processing facilities.
(3) Onshore natural gas transmission compression facilities.
(4) Underground natural gas storage facilities.
(5) Liquefied natural gas storage facilities.
(6) Liquefied natural gas import and export facilities.
(b) Emissions reported separately for standby equipment. 
(c) Emissions calculated for these sources shall assume no CO2 capture and transfer offsite.  
(d) Activity data for each aggregated source type level for which emissions are being reported.
(e) Engineering estimate of total component count. 
(f) Total number of compressors and average operating hours per year for compressors for each 
operation listed in paragraphs (a)(1) through (6) of this section.
(g) Minimum, maximum and average throughput for each operation listed in paragraphs (a)(1)
 through (6) of this section. 
(h) Specification of the type of any control device used, including flares, for any source type
 listed in 98.232(a).
(i) For offshore petroleum and natural gas production facilities, the number of connected wells, 
and whether they are producing oil, gas, or both. 
(j) Detection and measurement instruments used.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-10

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

X—Petrochemic All in
al Production 
(§98.240)

Source Category

Reporting and Verification

Stationary combustion
Onsite wastewater 
treatment
Production

See reporting requirements for stationary combustion
See reporting requirements for onsite wastewater treatment

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

(a) Facilities using the mass balance methodology in §98.243(a)(2) must report the information 
specified in paragraphs (a)(1) through (9) of this section for each type of petrochemical produced, 
reported by process unit.
(1) Identification of the petrochemical process.
(2) Annual CO2 emissions calculated using Equation X‐4 of this subpart.
(3) Methods used to determine feedstock and product flows and carbon contents.
(4) Number of actual and substitute data points for each measured parameter.
(5) Annual quantity of each feedstock consumed.
(6) Annual quantity of each product and byproduct produced, including all products from integrated 
processes that are part of the petrochemical production source category.
(7) Each carbon content measurement for each feedstock, product, and byproduct.
(8) All calculations, measurements, equipment calibrations, certifications, and other information 
used to assess the uncertainty in emission estimates and the underlying volumetric flow rates, mass 
flow rates, and carbon contents of feedstocks and products.
(9) Identification of any combustion units that burned process off‐gas.
(b) Each facility that uses CEMS to determine emissions from process vents must report the 
verification data specified in §98.36(d)(1)(iv).

Page A-11

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Y—Petroleum 
Refineries 
(§98.250)

All in

Stationary combustion
See reporting requirements for stationary combustion
Non‐merchant hydrogen  See reporting requirements for hydrogen production
production
Onsite landfills
See reporting requirements for landfills
Onsite wastewater 
See reporting requirements for onsite wastewater treatment
treatment
Catalytic cracking units,  (1) The unit ID number (if applicable);
traditional fluid coking  (2) A description of the type of unit (fluid catalytic cracking unit, thermal catalytic cracking unit, 
units, catalytic reforming  traditional fluid coking unit, catalytic reforming unit, sulfur recovery plant, or coke calcining unit);
units, sulfur recovery 
(3) Maximum rated throughput of the unit, in bbl/stream day, metric tons sulfur produced/stream 
plants, sour gas sent off‐ day, or metric tons coke calcined/stream day, as applicable;
site for sulfur recovery   (4) The calculated CO2, CH4, and N2O annual emissions for each unit, expressed in metric tons of 
operations, on‐site sulfur  each pollutant emitted; and
recovery plants, and coke  (5) A description of the method used to calculate the CO2 emissions for each unit (e.g., reference 
section and equation number).
calcining units

Reporting and Verification

Fluid coking units of the  (1) The unit ID number (if applicable);
flexicoking type
(2) A description of the type of unit;
(3) Maximum rated throughput of the unit, in bbl/stream day;
(4) Indicate whether the GHG emissions from the low heat value gas are accounted for in subpart C 
of this part or §98.253(c); and 
(5) If the GHG emissions for the low heat value gas are calculated at the flexicoking unit, also report 
the calculated annual CO2, CH4, and N2O emissions for each unit, expressed in metric 
tons of each pollutant emitted.
Asphalt blowing 
operations

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

(1) The unit ID number (if applicable);
(2) The quantity of asphalt blown;
(3) The type of control device used to reduce methane (and other organic) emissions from the unit; 
and
(4) The calculated annual CO2, CH4, and N2O emissions for each unit, expressed in metric tons of 
each pollutant emitted.

Page A-12

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Y—Petroleum  All in
Refineries 
(§98.250) (Cont.)

Source Category

Reporting and Verification

All other process vents 
subject to §98.253(j)

(1) The vent ID number (if applicable);
(2) The unit or operation associated with the emissions;
(3) The type of control device used to reduce methane (and other organic) emissions from the unit, if 
applicable; and
(4) The calculated annual CO2, CH4, and N2O emissions for each unit, expressed in metric tons of 
each pollutant emitted.

Equipment leaks, storage  (1) The total quantity (in million bbl) of crude oil plus the quantity of intermediate products received 
tanks, uncontrolled 
from off‐site that are processed at the facility in the reporting year.
(2) The method used to calculate equipment leak emissions and the calculated, cumulative CH4 
blowdown systems, 
delayed coking units, and  emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for all equipment leak sources;
(3) The cumulative annual CH4 emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for all storage 
loading operations
tanks, except for those used to process unstabilized crude oil;
(4) The quantity of unstabilized crude oil received during the calendar year and the cumulative CH4 
emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for storage tanks used to process unstabilized 
crude oil; 
(5) The cumulative annual CH4 emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for uncontrolled 
blowdown systems. 
(6) The total number of delayed coking units at the facility, the number of delayed coking drums per 
unit, the dimensions and annual number of coke‐cutting cycles for each drum, and the cumulative 
annual CH4 emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for delayed coking units.
(7) The quantity and types of materials loaded that have an equilibrium vapor‐phase 
concentration of methane of 0.5 volume percent or greater, and the type of vessels 
in which the material is loaded.
(8) The type of control system used to reduce emissions from the loading of material 
with an equilibrium vapor‐phase concentration of methane of 0.5 volume percent or greater, 
if any.
(9) The cumulative annual CH4 emissions (in metric tons of each pollutant emitted) for 
loading operations.
Overall Facility

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

If you have a CEMS that measures CO2 emissions but that is not required to be used for reporting 
GHG emissions under this subpart (i.e., a CO2 CEMS on a process heater stack but the combustion 
emissions are calculated based on the fuel gas consumption), you must identify the emission source 
that has the CEMS and report the CO2 emissions as measured by the CEMS for that emissions 
source.

Page A-13

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

Z—Phosphoric  All in
Acid Production 
(§98.260)

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual phosphoric acid production by origin of the phosphate rock (in metric tons);
(b)  Annual phosphoric acid production by concentration of phosphoric acid produced (metric tons).
(c) Annual phosphoric acid production capacity;
(d) Annual arithmetic average percent inorganic carbon in phosphate rock from batch records;
(e) Annual average phosphate rock consumption from monthly measurement records (in metric 
tons).

AA—Pulp and 
Paper 
Manufacturing 
(§98.270)

Stationary combustion
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment
Production

See reporting requirements for stationary combustion
See reporting requirements for landfills
See reporting requirements for onsite wastewater treatment

Stationary combustion
Production

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Annual CO2 and CH4 emissions from all silicon carbide production processes combined (in metric 
tons);
(b) Annual production of silicon carbide (in metric tons);
(c) Annual capacity of silicon carbide production (in metric tons);
(d) Annual operating hours; and
(e) Quarterly facility‐specific emission factors.

BB—Silicon 
Carbide 
Production 
(§98.280)

25,000 metric tons 
C02e/year

All in

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

(a) Annual emissions of CO2, biogenic CO2, CH4, and N2O presented by calendar quarter;
(b) Total consumption of all biomass fuels by calendar quarter; 
(c) Total annual quantity of spent liquor solids fired at the facility by calendar quarter;
(d) Total annual steam purchases; and
(e) Total annual quantities of makeup chemicals (carbonates) used.

Page A-14

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

CC—Soda Ash 
Manufacturing 
(§98.290)

All in

Fuel combustion at each  See reporting requirements for stationary combustion
kiln and from each 
stationary combustion 
unit
For each soda ash 
(a) Annual CO2 process emissions (metric tons);
manufacturing line
(b) Number of soda ash manufacturing lines;
(c) Annual soda ash production (metric tons) and annual soda ash production capacity;
(d) Annual consumption of trona from monthly measurements (metric tons);
(e) Fractional purity (i.e., inorganic carbon content) of trona or soda ash (by daily measurements and 
by monthly average) depending on the components used in Equation CC‐2 or CC‐3 of this subpart); 
and
(f) Number of operating hours in calendar year.

DD—Sulfur 
Hexafluoride 
(SF6) from 
Electrical 
Equipment 
(§98.300)

17,820 lbs (7,838 kg)  Electric power system
(Total nameplate 
capacity of SF6 and PFC 
containing equipment 
in the system)

EE—Titanium 
Dioxide 
Production 
(§98.310)

All in

Stationary combustion
Production

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Reporting and Verification

Report the following information for each electric power system, by chemical:
(a) Nameplate capacity of equipment containing SF6 and nameplate capacity of equipment 
containing each PFC:
(1) Existing as of the beginning of the year.
(2) New during the year.
(3) Retired during the year.
(b) Transmission miles (length of lines carrying voltages at or above 34.5 kV).
(c) SF6 and PFC sales and purchases.
(d) SF6 and PFC sent off site for destruction.
(e) SF6 and PFC sent off site to be recycled.
(f) SF6 and PFC returned from off site after recycling.
(g) SF6 and PFC stored in containers at the beginning and end of the year.
(h) SF6 and PFC with or inside new equipment purchased in the year.
(i) SF6 and PFC with or inside equipment sold to other entities.
(j) SF6 and PFC returned to suppliers.
See reporting requirements for stationary combustion
For each titanium dioxide production line:
(a) Annual CO2 emissions (metric tons);
(b) Annual consumption of calcined petroleum coke (metric tons); 
(c) Annual production of titanium dioxide (metric tons);
(e) Annual production capacity of titanium dioxide (metric tons); and
(f) Annual operating hours for each titanium dioxide process line.

Page A-15

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

FF—Undergroun All active underground  Stationary combustion
d Coal Mines 
coal mines for which  Production
(§98.320)
CH4 from the 
ventilation system is 
sampled quarterly by 
MSHA (or on a more 
frequent basis)

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Quarterly volumetric flow rate measurement results for all ventilation systems, including date 
and location of measurement.
(b) Quarterly CH4 concentration measurement results for all ventilation systems, including date and 
location of measurement.
(c) Quarterly CEMS volumetric flow data used to calculate CH4 liberated from degasification systems 
(summed from daily data).
(d) Quarterly CEMS CH4 concentration data used to calculate CH4 liberated from degasification 
systems (average from daily data).
(e) Quarterly CH4 destruction at ventilation and degasification systems.  
(f) Dates in reporting period where active ventilation of mining operations is taking place.
(g) Dates in reporting period when continuous monitoring equipment is not properly functioning.
(h) Quarterly averages of temperatures and pressures at the time and at the conditions for which all 
measurements are made.
(i) Quarterly CH4 liberated from each ventilation well or shaft, and from each degasification system 
(this includes degasification systems deployed before, during, or after mining operations are 
conducted in a mine area).
(j) Quarterly CH4 emissions (net) from each ventilation well or shaft, and from each 
degasification system (this includes degasification systems deployed before, during, 
or after mining operations are conducted in a mine area).
(k) Quarterly CO2 emissions from onsite destruction of coal mine gas CH4, where the 
gas is not a fuel input for energy generation or use.

GG—Zinc 
Production 
(§98.330)

See reporting requirements for stationary combustion
For each Waelz kiln or electrothermic furnace:
(a) Annual CO2 emissions in metric tons, and the method used to estimate emissions.
(b) Annual zinc product production capacity (in metric tons).                                               
(c) Total number of Waelz kilns and electrothermic furnaces at the facility.
(d) Number of facility operating hours in calendar year.
(e) If you use the carbon input procedure, report for each carbon‐containing input material 
consumed or used (other than fuel) report:
(1) Annual material quantity (in metric tons); and
(2) Annual average of the monthly carbon content determinations for each material and the method 
used for the determination (e.g., supplier provided information, analyses of representative samples 
you collected).

25,000 metric tons 
C02e/year

Stationary combustion
Production

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-16

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

HH—Landfills 
(§98.340)

25,000 metric tons 
C02e/year of 
generation

Stationary combustion
Production (As required 
by related source 
methodology)

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Waste disposal for each year of landfilling. (b) Method for estimating waste disposal. (c) Waste 
composition, if available, in percentage categorized as (1) municipal, (2) construction and 
demolition, (3) biosolids or biological sludges, (4) industrial, inorganic, (5) industrial, organic, (6) 
other, or more refined categories, such as those for which k rates are available in Table HH‐1 of this 
subpart. (d) Method for estimating waste composition. (e) Fraction of CH4 in landfill gas based on 
measured values if the landfill has a gas collection system or a default.  (f) Oxidation fraction used in 
the calculations. (g) Degradable organic carbon (DOC) used in the calculations.  (h) Decay rate (k) 
used in the calculations. (i) Fraction of DOC dissimilated used in the calculations.(j) Methane 
correction factor used in the calculations. (k) Annual methane generation and methane emissions 
(metric tons/year) according to the methodologies in §98.343(c)(1) through (3).  Landfills with gas 
collection system must separately report methane generation and emissions according to the 
methodologies in 
§98.343(c)(3)(i) and (ii) and indicate which values are calculated using the methodologies in
 §98.343(c)(ii). (l) Landfill design capacity. (m) Estimated year of landfill closure. (n) Total
 volumetric flow of landfill gas for landfills with gas collection systems. (o) CH4 
concentration of landfill gas for landfills with gas collection systems. (p) Monthly average
 temperature at which flow is measured for landfills with gas collection systems. (q) Monthly
 average pressure at which flow is measured for landfills with gas collection systems. (r) 
Destruction efficiency used for landfills with gas collection systems. (s) Methane destruction
 for landfills with gas collection systems (total annual, metric tons/year). (t) Estimated gas
 collection system efficiency for landfills with gas collection systems. (u) Methodology for 
estimating gas collection system efficiency for landfills with gas collection systems. (v) 
Cover system description. (w) Number of wells in gas collection system. (x) Acreage and 
quantity of waste covered by intermediate cap. (y) Acreage and quantity of waste covered by
 final cap. (z) Total CH4 generation from landfills. (aa) Total CH4 emissions from landfills.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-17

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

II—Wastewater  N/A
(§98.350)

Source Category

Reporting and Verification

Stationary combustion
Production (As required 
by related source 
methodology)

See reporting requirements for stationary combustion
(a) Type of wastewater treatment system. 
(b) Percent of wastewater treated at each system component. 
(c) COD.
(d) Influent flow rate.
(e) B0. 
(f) MCF. 
(g) Methane emissions. 
(h) Type of oil/water separator (petroleum refineries).
(i) Emissions factor for the type of separator (petroleum refineries).
(j) Carbon fraction in NMVOC (petroleum refineries).
(k) CO2 emissions (petroleum refineries).
(l) Total volumetric flow of digester gas (facilities with anaerobic digesters).
(m) CH4 concentration of digester gas (facilities with anaerobic digesters).
(n) Temperature at which flow is measured (facilities with anaerobic digesters).
(o) Pressure at which flow is measured (facilities with anaerobic digesters).
(p) Destruction efficiency used (facilities with anaerobic digesters).
(q) Methane destruction (facilities with anaerobic digesters).
(r) Fugitive methane (facilities with anaerobic digesters).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-18

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

JJ—Manure 
Management 
(§98.360)

25,000 metric tons 
C02e/year of 
generation

Stationary combustion
Production (As required 
by related source 
methodology)

See reporting requirements for stationary combustion
For each management system component, report the following:                                          
(a) Type(s) of manure management system.
(b) Animal population (by animal type). 
(c) Monthly total volatile solids content of excreted manure.
(d) Percent of manure handled in each manure management system component.
(e) B0 value used. 
(f) Methane conversion factor used. 
(g) Average animal mass (for each type of animal). 
(h) Monthly nitrogen content of excreted manure. 
(i) N2O emission factor selected. 
(j) CH4 emissions.
(k) N2O emissions. 
(l) Total annual volumetric biogas flow (for systems with digesters). 
(m) Average annual CH4 concentration (for systems with digesters). 
(n) Temperature at which gas flow is measured (for systems with digesters).  
(o) Pressure at which gas flow is measured (for systems with digesters).
(p) Destruction efficiency used (for systems with digesters).
(q) Methane destruction (for systems with digesters).
(r) Methane generation from the digesters.

Coal mine owner or 
operator

For each coal mine:
(1) The name and MSHA ID number of the mine.
(2) The name of the operating company. 
(3) Annual CO2 emissions.
(4) By rank, the total annual quantity in tons of coal produced.
(5) The annual weighted carbon content of the coal as calculated according to §98.373. 
(6) If Method 1 was used to determine CO2 mass emissions, you must report daily mass fraction of 
carbon in coal measured by ultimate analysis and daily amount of coal supplied.
(7) If Method 2 was used to determine CO2 mass emissions, you must report:
(i) All of the data used to construct the carbon vs. Btu/lb correlation graph; 
(ii) Slope of the correlation line; and
(iii)  The R‐squared (R2) value of the correlation.
(8) If Method 3 was used to determine CO2 mass emissions, you must report daily GCV of coal 
measured by proximate analysis and daily amount of coal supplied.

KK—Suppliers of  All in
Coal (§98.370)

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-19

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

KK—Suppliers of  All in
Coal (§98.370) 
(Cont.)

Source Category

Reporting and Verification

Coal importers

Report the following information at the corporate level:                                                        
(1) The total annual quantity in tons of coal imported into the U.S. by the importer, by rank, and 
country of origin.
(2) Annual CO2 emissions.
(3) The annual weighted carbon content of the coal as calculated according to §98.373.
(4) If Method 1 was used to determine CO2 mass emissions, you must report mass fraction of carbon 
in coal per shipment measured by ultimate analysis and amount of coal supplied per shipment.
(5) If Method 2 was used to determine CO2 mass emissions, you must report:
(i) All of the data used to construct the carbon vs. Btu/lb correlation graph; 
(ii) Slope of the correlation line; and
(iii)  The R‐squared (R2) value of the correlation.
(6) If Method 3 was used to determine CO2 mass emissions, you must report GCV in coal per 
shipment measured by proximate analysis and amount of coal supplied per shipment.

Coal exporters

Report the following information at the corporate level:                                                        
(1) The total annual quantity in tons of coal exported from the U.S. by rank and by coal producing 
company and mine.
(2) Annual CO2 emissions.
(3) The annual weighted carbon content of the coal as calculated according to §98.373.
(4) If Method 1 was used to determine CO2 mass emissions, you must report mass fraction of carbon 
in coal per shipment measured by ultimate analysis and amount of coal supplied per shipment.
(5) If Method 2 was used to determine CO2 mass emissions, you must report:
(i) All of the data used to construct the carbon vs. Btu/lb correlation graph; 
(ii) Slope of the correlation line; and
(iii) The R‐sqaured (R2) value of the correlation.
(6) If Method 3 was used to determine CO2 mass emissions, you must report GCV in coal per 
shipment measured by proximate analysis and amount of coal supplied per shipment.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-20

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

KK—Suppliers of  All in
Coal (§98.370) 
(Cont.)

Waste coal reclaimers

Report the following information for each reclamation facility: 
(1) By rank, the total annual quantity in tons of waste coal produced. 
(2) Mine and state of origin if waste coal is reclaimed from mines that are no longer operating.  
(3) Annual CO2 emissions.
(4) The annual weighted carbon content of the coal as calculated according to §98.373.
(5) If Method 1 was used to determine CO2 mass emissions, you must report mass fraction of carbon 
in coal per shipment measured by ultimate analysis and amount of coal supplied per shipment.
(6) If Method 2 was used to determine CO2 mass emissions, you must report:
(i) All of the data used to construct the carbon vs. Btu/lb correlation graph; 
(ii) Slope of the correlation line; and
(iii)  The R‐squared (R2) value of the correlation.
(7) If Method 3 was used to determine CO2 mass emissions, you must report GCV in coal per 
shipment measured by proximate analysis and amount of coal supplied per shipment.

LL—Suppliers of  All in
Coal‐based 
Liquid Fuels 
(§98.380) 

Producers

(1) The total annual volume of each coal‐based liquid supplied to the economy (in standard barrels).
(2) The total annual CO2 emissions in metric tons associated with each coal‐based liquid supplied to 
the economy, calculated according to §98.383(a).

Importers 

(1) The total annual volume of each imported coal‐based liquid (in standard barrels).
(2) The total annual CO2 emissions in metric tons associated with each imported coal‐based liquid, 
calculated according to §98.383(a).
(1) The total annual volume of each exported coal‐based liquid (in standard barrels).
(2) The total annual CO2 emissions in metric tons associated with each exported coal‐based liquid, 
calculated according to §98.383(a).

Exporters

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-21

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

MM—Suppliers  All in
of Petroleum 
Products 
(§98.390)

Source Category

Reporting and Verification

Refiners

(1) CO2 emissions in metric tons for each petroleum product and natural gas liquid (ex refinery gate), 
calculated according to §98.393(a) or (g).
(2) CO2 emissions in metric tons for each petroleum product or natural gas liquid that enters the 
refinery annually as a feedstock to be further refined or otherwise used onsite, calculated according 
to §98.393(b) or (g).
(3) CO2 emissions in metric tons from each type of biomass feedstock co‐processed with petroleum 
feedstocks, calculated according to §98.393(c).
(4) The total sum of CO2 emissions from all products, calculated according to §98.393(d).
(5) The total volume of each petroleum product and natural gas liquid associated with the CO2 
emissions reported in paragraphs (1) and (2), seperately, and the volume of the biomass‐based 
component of each petroleum product reported in this paragraph that was produced by blending a 
petroleum‐based product with a biomass‐based product.  If a determination cannot be made 
whether the material is a petroleum product or a natural gas liquid, it shall be reported as a 
petroleum product.
(6) The total volume of any biomass co‐processed with a petroleum product associated 
with the CO2 emissions reported in paragraph (3).
(7) The measured density and/or mass carbon share for any petroleum product or natural 
gas liquid for which CO2 emissions were calculated using Calculation Methodology 2 of this 
subpart, along with the selected method from §98.394(c) and the calculated EF.
(8) The total volume of each distillate fuel oil product or feedstock reported in paragraph 
(5) that contains less than 15 ppm sulfur content and is free from marker 
solvent yellow 124 and dye solvent red 164. 
(9) All of the following information for all crude oil feedstocks used at the refinery:
(i) Batch volume (in standard barrels). (ii) API gravity of the batch. (iii) Sulfur 
content of the batch. (iv) Country of origin of the batch.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-22

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

MM—Suppliers  All in
of Petroleum 
Products 
(§98.390) (Cont.)

Source Category

Reporting and Verification

Importers

Report the following information at the corporate level:                                                           
(1) CO2 emissions in metric tons for each imported petroleum product and natural gas liquid, 
calculated according to §98.393(a).
(2) Total sum of CO2 emissions, calculated according to §98.393(e).
(3) The total volume of each imported petroleum product and natural gas liquid associated with the 
CO2 emissions reported in paragraph (1) of this section as well as the volume of the biomass‐based 
component of each petroleum product reported in this paragraph that was produced by blending a 
petroleum‐based product with a biomass‐based product.  If you cannot determine whether the 
material is a petroleum product or a natural gas liquid, you shall report it as a petroleum product. 
(4) The measured density and/or mass carbon share for any imported petroleum product or natural 
gas liquid for which CO2 emissions were calculated using Calculation Methodology 2 of this subpart, 
along with the selected method from §98.394(c) and the calculated EF.
(5) The total volume of each distillate fuel oil product reported in paragraph (1) of this section that co
dye solvent red 164.

Exporters

Report the following information at the corporate level:                                                        
(1) CO2 emissions in metric tons for each exported petroleum product and natural gas liquid, 
calculated according to §98.393(a).
(2) Total sum of CO2 emissions, calculated according to §98.393(e).
(3) The total volume of each exported petroleum product and natural gas liquid associated with the 
CO2 emissions reported in paragraph (1) of this section as well as the volume of the biomass‐based 
component of each petroleum product reported in this paragraph that was produced by blending a 
petroleum‐based product with a biomass‐based product.  If you cannot determine whether the 
material is a petroleum product or a natural gas liquid, you shall report it as a petroleum product.
(4) The measured density and/or mass carbon share for any petroleum product or natural gas liquid 
for which CO2 emissions were calculated using Calculation Methodology 2 of this section, along with 
the selected method from §98.394(c) and the calculated EF.
(5) The total volume of each distillate fuel oil product reported in paragraph (1) that contains less than
dye solvent red 164.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-23

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

NN—Suppliers of  All in
Natural Gas and 
Natural Gas 
Liquids (§98.400)

Source Category

Reporting and Verification

Natural gas processing 
plants

(1) The total annual quantity in barrels of NGLs produced for sale or delivery on behalf of others in 
the following categories:  propane, natural butane, ethane, and isobutane, and all other bulk NGLs 
as a single category; and
(2) The total annual CO2 mass emissions associated with the volumes in paragraph (1) and calculated 
in accordance with §98.403.

Local distribution 
companies

(1) The total annual volume in Mcf of natural gas received by the local distribution company for 
redelivery to end users on the local distribution company’s distribution system.
(2) The total annual CO2 mass emissions associated with the volumes in paragraph (1) and calculated 
in accordance with §98.403.
(3) The total natural gas volumes received for redelivery to downstream gas transmission pipelines 
and other local distribution companies.
(4) The name and EPA and EIA identification code of each individual covered facility, and the name 
and EIA identification code of any other end‐user for which the local gas distribution company 
delivered greater than or equal to 460,000 Mcf during the calendar year, and the total natural gas 
volumes actually delivered to each of these end‐users.
(5) The annual volume in Mcf of natural gas delivered by the local distribution company to each of 
the following end‐use categories. For definitions of these categories, refer to EIA Form 176 and 
Instructions. 
(i) residential consumers. 
(ii) commercial consumers. 
(iii) industrial consumers.
(iv) electricity generating facilities.
(6) The total annual CO2 mass emissions associated with the volumes in paragraph (5) and
 calculated in accordance with §98.403.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-24

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

OO—Suppliers  All in
of Industrial 
Greenhouse 
Gases (§98.410)

Source Category

Reporting and Verification

Fluorinated GHG or 
(1) Total mass in metric tons of each fluorinated GHG or nitrous oxide produced at that facility. 
nitrous oxide production  (2) Total mass in metric tons of each fluorinated GHG or nitrous oxide transformed at that facility. 
facility
(3) Total mass in metric tons of each fluorinated GHG destroyed at that facility. 
(4) Total mass in metric tons of any fluorinated GHG or nitrous oxide sent to another facility for 
transformation.
(5) Total mass in metric tons of any fluorinated GHG sent to another facility for destruction.
(6) Total mass in metric tons of each reactant fed into the production process.
(7) Total mass in metric tons of each non‐GHG reactant and by‐product permanently removed from 
the process. 
(8) Mass of used product added back into the production process (e.g., for reclamation).
(9) Names and addresses of facilities to which any nitrous oxide or fluorinated GHGs were sent for 
transformation, and the quantities (metric tons) of nitrous oxide and of each fluorinated GHG that 
were sent to each for transformation.
(10) Names and addresses of facilities to which any  fluorinated GHGs were sent for destruction, and 
the quantities (metric tons) of nitrous oxide and of each fluorinated 
GHG that were sent to each for destruction.
(11) Where missing data have been estimated pursuant to §98.415, the reason the data 
were missing, the length of time the data were missing, the method used to estimate 
the missing data, and the estimates of those data.  Where the missing data have been 
estimated pursuant to §98.415(a)(3), the report shall explain the rationale for the methods 
used to estimate the missing data and why the methods specified in §98.415(a)(1) and 
(a)(2) would lead to a significant under‐ or overestimate of the parameters.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-25

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

OO—Suppliers  25,000 metric tons 
of Industrial 
C02e/year
Greenhouse 
Gases (§98.410) 
(Cont.)

Source Category

Reporting and Verification

Fluorinated GHG 
(a) Report the results of the annual fluorinated GHG concentration measurements at the outlet of 
production facilities that  the destruction device, including:                                                                                      
destroy fluorinated GHGs (1) Flow rate of fluorinated GHG being fed into the destruction device in kg/hr.
(2) Concentration (mass fraction) of fluorinated GHG at the outlet of the destruction device.
(3) Flow rate at the outlet of the destruction device in kg/hr.
(4) Emission rate calculated from (a)(2) and (a)(3) in kg/hr.
(b) A fluorinated GHG production facility that destroys fluorinated GHGs shall submit a one‐time 
report containing the following information:
(1) Destruction efficiency (DE) of each destruction unit.
(2) Test method used to determine the destruction efficiency.
(3) Methods used to record the mass of fluorinated GHG destroyed.
(4) Chemical identity of the fluorinated GHG(s) used in the performance test conducted to determine 
DE.
(5) Name of all applicable federal or state regulations that may apply to the destruction process.
(6) If any process changes affect unit destruction efficiency or the methods used to record 
mass of fluorinated GHG destroyed, then a revised report must be submitted to reflect the 
changes. The revised report must be submitted to EPA within 60 days of the change.
Bulk importers of 
fluorinated GHGs or 
nitrous oxide

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

With the exception of transhipments and heels, bulk importers must submit an annual report that 
summarizes their imports at the corporate level. For each import report:
(1) Total mass in metric tons of nitrous oxide and each fluorinated GHG imported in bulk.
(2) Total mass in metric tons of nitrous oxide and each fluorinated GHG imported  in bulk and sold or 
transferred to persons other than the importer for use in processes resulting in the transformation 
or destruction of the chemical.
(3) Date on which the fluorinated GHGs or nitrous oxide were imported.
(4) Port of entry through which the fluorinated GHGs or nitrous oxide passed.
(5) Country from which the imported fluorinated GHGs or nitrous oxide were imported.
(6) Commodity code of the fluorinated GHGs or nitrous oxide shipped.
(7) Importer number for the shipment.
(8) If applicable, the names and addresses of the persons and facilities to which the nitrous oxide or 
fluorinated GHGs were sold or transferred for transformation, and the quantities (metric tons) of 
nitrous oxide and of each fluorinated GHG that were sold or transferred to each facility for transforma
(9) If applicable, the names and addresses of the persons and facilities to which the nitrous oxide or fl
(metric tons) of nitrous oxide and of each fluorinated GHG that were sold or transferred to 
each facility for destruction.

Page A-26

March 2009

Subpart

Reporting Threshold 1

Source Category

Reporting and Verification

OO—Suppliers  25,000 metric tons 
of Industrial 
C02e/year
Greenhouse 
Gases (§98.410) 
(Cont.)

Bulk exporter of 
With the exception of transhipments and heels, bulk exporters must submit an annual report that 
fluorinated GHGs or N2O summarizes their imports at the corporate level. For each export report:
(1) Total mass in metric tons of nitrous oxide and each fluorinated GHG exported in bulk.
(2) Names and addresses of the exporter and the recipient of the exports;
(3) Exporter’s Employee Identification Number;
(4) Quantity exported by chemical in metric tons of chemical;
(5) Commodity code of the fluorinated GHGs and nitrous oxide shipped;
(6) Date on which, and the port from which, fluorinated GHGs and nitrous oxide were exported from 
the United States or its territories; and
(7) Country to which the fluorinated GHGs or nitrous oxide were exported.
PP—Suppliers of  All in
Production
(a) Each facility with production process units or CO2 production wells must report the following 
Carbon Dioxide 
information:
(§98.420)
(1) Total annual mass in metric tons and the weighted average composition of the CO2 stream 
captured, extracted, or transferred in either gas, liquid, or solid forms.  
(2) Annual quantities in metric tons transferred to the following end use applications by end‐use, if 
known:
(i) Food and beverage.
(ii) Industrial and municipal water/wastewater treatment.
(iii) Metal fabrication, including welding and cutting.
(iv) Greenhouse uses for plant growth.
(v) Fumigants (e.g., grain storage) and herbicides.
(vi) Pulp and paper.
(vii) Cleaning and solvent use.
(viii) Fire fighting.
(ix) Transportation and storage of explosives.
(x) Enhanced oil and natural gas recovery.
(xi) Long‐term storage (sequestration).
(xii) Research and development.
Importers and exporters (b) CO2 importers and exporters must report the information in paragraphs (a)(1) and (2) at the 
corporate level.
        1 Many facilities that would be affected by the proposed rule emit GHGs from multiple sources.  The facility must assess every source category that could potentially 
apply to each when determining if a threshold has been exceeded.  If the threshold is exceed for any source category, the facility must report emissions from all source 
categories, including those source categories that do not exceed the applicable threshold.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-27

March 2009

Table A-2 Recordkeepings Requirements
Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

C—General Stationary Fuel Combustion Sources (§ 98.30). See ICR section 4(b)(i).
D—Electricity 
All facilities
See recordkeeping requirements for stationary combustion
Generation 
(§98.40)
E—Adipic Acid  Stationary combustion
See recordkeeping requirements for stationary combustion
Production
(a)  Annual N2O emissions from adipic acid production in metric tons;
Production 
(b)  Annual adipic acid production capacity (in metric tons);
(§98.50)
(c)  Annual adipic acid production, in units of metric tons of adipic acid produced;
(d)  Number of facility operating hours in calendar year;
(e)  Measurements, records and calculations used to determine the annual production rate; and
(f)  Emission rate factor used and supporting test or calculation information including the annual emission rate factor determination report 
specified in §98.54(c). This report must be available upon request.
F—Aluminum 
Production  
(§98.60)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Monthly aluminum production in metric tons. 
(b) Type of smelter technology used. 
(c) The following PFC‐specific information on a monthly basis: 
(1) Perfluoromethane and perfluoroethane emissions from anode effects in each prebake and Søderberg electolysis cells. 
(2) Anode effect minutes per cell‐day, anode effect frequency (AE/cell‐day), anode effect duration (minutes) from each prebake and Søderberg 
eletolysis cells.
(3) Smelter‐specific slope coefficient and the last date when the smelter‐specific‐slope coefficient was measured.
(d) Method used to measure the frequency and duration of anode effects.
(e) The following CO2‐specific information for prebake cells on an annual basis: 
(1) Total anode consumption.
(2) Total CO2 emissions from the smelter. 
(f) The following CO2‐specific information for Søderberg cells on an annual basis: 
(1) Total paste consumption.
(2) Total CO2 emissions from the smelter.
(g) Smelter‐specific inputs to the CO2 process equations (e.g., levels of sulfur and ash) that were used in the calculation, on an annual basis. 
(h) Exact data elements required will vary depending on smelter technology (e.g., point‐feed prebake or Søderberg).

G—Ammonia 
Manufacturing 
(§98.70)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Method used for determining quantity of feedstock used.
(b) Monthly analyses of carbon content for each feedstock used in ammonia manufacturing.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-28

March 2009

Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

H—Cement 
Production 
(§98.80)

Fuel combustion at kilns  See recordkeeping requirements for stationary combustion
and any other Stationary 
combustion unit
Production

(a) Monthly carbonate consumption.
(b) Monthly clinker production (tons).
(c) Monthly CKD production (in metric tons). 
(d) Total annual fraction of CKD recycled to the kiln (as a percentage).   
(e) Monthly analysis of carbonate composition in clinker (by carbonate). 
(f) Monthly analysis of fraction of calcination achieved for CKD and each carbonate.
(g) Monthly cement production.
(h) Documentation of calculated site‐specific clinker emission factor.
(i) Facilities that use CEMS must also comply with the recordkeeping requirements specified in §98.37.

I—Electronics 
Manufacturing 
(§98.90)

Stationary combustion
Production

J—Ethanol 
Production 
(§98.100)

Onsite stationary 
combustion
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Data used to estimate emissions including all spreadsheets and copies of calculations used to estimate emissions.
(b) Documentation for the values used for GHG utilization rates and by‐product emission factors, including documentation that these were 
measured using the the International SEMATECH Manufacturing Initiative’s Guideline for Environmental Characterization of Semiconductor 
Process Equipment. 
(c) The date and results of the initial and any subsequent tests of emission control device DRE, including the following information:
(1) Dated certification, by the technician who made the measurement, that the dilution factor was determined using the tracer method.
(2) Dated certification, by the technician who made the measurement, that the DRE was calculated using the formula given in §98.94(c)(1)(iv).
(3) Documentation of the measured flows, concentrations and calculations used to calculate DF, relative precision (ε), and DRE.
(d) The date and results of the initial and any subsequent tests to determine process tool gas utilization and by‐product formation factors
See recordkeeping requirements for stationary combustion
See recordkeeping requirements for landfills
See recordkeeping requirements for wastewater treatment

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-29

March 2009

Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

K—Ferroalloy 
Production 
(§98.110)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Monthly facility production quantity for each ferroalloy product (in metric tons).
(b) Number of facility operating hours each month.
(c) If you use the carbon balance procedure, record for each carbon‐containing input and output material consumed or used (other than fuel), 
the information specified in paragraphs (c)(1) and (2) of this section.
(1) Monthly material quantity (in metric tons); and
(2) Monthly average carbon content determined for material and records of the supplier provided information or analyses used for the 
determination.
(d) You must keep records that include a detailed explanation of how company records of measurements are used to estimate the carbon input
input and output to each electric arc furnace.  You also must document the procedures used to ensure the accuracy of the measurements of 
materials fed, charged, or placed in an affected unit including, but not limited to, calibration of weighing equipment and other measurement 
devices.  The estimated accuracy of measurements made with these devices must also be recorded, and the technical basis for these estimates 
must be provided.
(e) If you are required to calculate CH4 emissions for the electric arc furnace as specified in §98.113(c), 
you must maintain records of the total amount of each alloy product produced for the specified reporting 
period, and the appropriate alloy‐product specific emission factor used to calculate CH4 emissions.
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a)(1) Dated records of the data used to estimate the data reported under §§98.123 and 98.126 of this subpart, and
(a)(2) Dated records documenting the initial and periodic calibration of the gas chromatographs, weigh scales, flowmeters, and volumetric and 
density measures used to measure the quantities reported under this subpart, including the industry standards or manufacturer directions used
for calibration pursuant to §98.124(g) and (h).

L—Fluorinated  Stationary combustion
Greenhouse Gas  Production
Production 
(§98.120) 

(b) In addition to the data required by paragraph (a) of this section, the designated representative of a fluorinated GHG production facility that 
destroys fluorinated GHGs shall keep records of test reports and other information documenting the facility’s one‐time destruction efficiency 
report and annual destruction device outlet reports in §98.126(c) and (d).
M—Food 
Processing 
(§98.130)

N—Glass 
Production 
(§98.140)

Onsite stationary 
combustion
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment
Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
See recordkeeping requirements for landfills
See recordkeeping requirements for wastewater treatment
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Total number of continuous glass melting furnaces.
(b) Monthly glass production rate for each continuous glass melting furnace.
(c) Monthly amount of each carbonate‐based raw material charged to each continuous glass melting furnace.
(d) If process CO2 emissions are calculated using data provided by the raw material supplier, retain:
(1) Data on carbonate‐based mineral mass fractions provided by the raw material supplier.
(2) Results of all tests used to verify the carbonate‐based mineral mass fraction for each carbonate‐based raw material charged to a continuous
glass melting furnace.
(e) All other documentation used to support the reported GHG emissions.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-30

March 2009

Subpart

Source Category

HCFC‐22 Production 
O—HCFC‐22 
Production and  Facility
HFC‐23 
Destruction 
(§98.150)
HFC‐23 Destruction 
Facility

P—Hydrogen 
Production 
(§98.160)
Q—Iron & Steel 
Production 
(§98.170)

Stationary combustion
Production

R—Lead 
Production 
(§98.180)

Stationary combustion
Production

Stationary combustion
Production

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)
(1) The data used to estimate HFC‐23 emissions.
(2) Records documenting the initial and periodic calibration of the gas chromatographs, weigh scales, volumetric and density measurements, 
and and flowmeters used to measure the quantities reported under this rule, including the industry standards or manufacturer directions used 
for calibration pursuant to §98.154 (o) and (p).
(1) Records documenting their one‐time and annual reports in §98.156(c), (d), and (e).
(2) Records documenting the initial and periodic calibration of the gas chromatographs, weigh scales, volumetric and density measurements, 
and flowmeters used to measure the quantities reported under this subpart, including the industry standards or manufacturer directions used 
for calibration pursuant to §98.154(o) and (p).
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) For all CEMS, compliance with the CEMS recordkeeping requirements in §93.37.
(b) Monthly analyses of carbon content for each feedstock used in hydrogen production.
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Annual CO2 emissions as measured or determined for each calendar quarter;
(b) Monthly total for all process inputs and outputs for each calendar quarter when the carbon balance is used for specific processes;
(c) Monthly analyses of carbon content for each calendar quarter when the carbon balance is used for specific processes;
(d) Site‐specific emission factor for all process units for which the site‐specific emission factor approach is used;
(e) Annual production quantity for taconite pellets, coke, sinter, iron, and raw steel with records for each calendar quarter; and
(f) Facilities must keep records that include a detailed explanation of how company records or measurements are used to determine all sources
of carbon input and output and the metric tons of coal charged to the coke ovens (e.g., weigh belts, a combination of measuring volume and 
bulk density).  The owner or operator also must document the procedures used to ensure the accuracy of the measurements of fuel usage 
including, but not limited to, calibration of weighing equipment, fuel flow meters, coal usage including, but not limited to, calibration of 
weighing equipment and other measurement devices.  
The estimated accuracy of measurements made with these devices must also be recorded, and the technical basis for these 
estimates must be provided.
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Monthly facility production quantity for each lead product (in metric tons).
(b) Number of facility operating hours each month.
(c) For each carbon‐containing input material consumed or used (other than fuel) record:
(1)  Monthly material quantity (in metric tons); and
(2)  Monthly average carbon content determined for material and records of the supplier provided information or analyses used for the 
determination.
(d) You must keep records that include a detailed explanation of how company records of measurements are used to estimate the carbon input
to each smelting furnace. You also must document the procedures used to ensure the accuracy of the measurements of materials fed, charged,
or placed in an affected unit including, but not limited to, calibration of weighing equipment and other measurement devices. The estimated 
accuracy of measurements made with these devices must also be recorded, and the technical basis for these estimates must be provided.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-31

March 2009

Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

S—Lime 
Manufacturing 
(§98.190)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
For each lime kiln:
(1) Annual calcined by‐products/waste products (by lime type summed from monthly data.
(2) Lime production (by lime type) per month (metric tons).
(3) Calculation of emission factors.
(4) Results of chemical composition analysis (by lime product) per month.
(5) Monthly correction factors for by‐products/waste products for each kiln.

T—Magnesium 
Production 
(§98.200)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Check‐out and weigh‐in sheets and procedures for cylinders;
(b) Accuracy certifications and calibration records for scales;
(c) Residual gas amounts in cylinders sent back to suppliers; and
(d) Invoices for gas purchases and sales.

U—Misc. Uses of  Production
Carbonate 
(§98.210)

(a) Records of monthly carbonate consumption (by carbonate type). You must also document the procedures used to ensure the accuracy of 
monthly carbonate consumption.
(b) Annual chemical analysis of mass fraction of carbonate‐based mineral in carbonate‐based raw material by carbonate type.
(c) You must keep a record of all carbonate purchases and deliveries.

V—Nitric Acid 
Production 
(§98.220)

See recordkeeping requirements for stationary combustion
For each nitric acid production line:
(a) Records of significant changes to process;
(b) Annual test reports of N2O emissions; and
(c) Calculations of the site‐specific emissions factor.

Stationary combustion
Production

W—Oil & Natural  Stationary combustion
Production
Gas Systems 
(§98.230)

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Dates on which measurements were conducted.
(b) Results of all emissions detected, whether quantification was made pursuant to §98.234(k) and measurements.
(c) Calibration reports for detection and measurement instruments used.
(d) Inputs and outputs of calculations or emissions computer model runs used for engineering estimation of emissions.

X—Petrochemica Stationary combustion
Onsite wastewater 
l Production 
treatment
(§98.240)
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
See recordkeeping requirements for onsite wastewater treatment
(a) The CEMS recordkeeping requirements in §98.37, if you operate a CEMS on process vents.
(b) Results of feedstock or product composition determinations conducted in accordance with §98.243(a)(2)(iv).
(c) Start and end times and calculated carbon contents for time periods when off‐specification product is produced, if you comply with the 
alternative methodology in §98.243(a)(2)(iv) for determining carbon content of feedstock or product.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-32

March 2009

Subpart

Source Category

Stationary combustion
Non‐merchant hydrogen 
production
Onsite landfills
Onsite wastewater 
treatment
Production
Z—Phosphoric  Stationary combustion
Acid Production  Production
(§98.260) 
Y—Petroleum 
Refineries 
(§98.250)

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)
See recordkeeping requirements for stationary combustion
See recordkeeping requirements for hydrogren production
See recordkeeping requirements for landfills
See recordkeeping requirements for onsite wastewater treatment
Retain records of all parameters monitored under §98.255 (Procedures for estimating missing data)
See recordkeeping requirements for stationary combustion
For each wet‐process phosphoric acid production facility:
(a) Total annual CO2 emissions from all wet‐process phosphoric acid process lines (in metric tons);
(b) Phosphoric acid production (by origin of the phosphate rock) and concentration;
(c) Phosphoric acid production capacity (in metric tons/year);
(d) Number of wet‐process phosphoric acid process lines;
(e) Monthly phosphate rock consumption (by origin of phosphate rock);
(f) Measurements of percent inorganic carbon in phosphate rock for each batch consumed for phosphoric acid production; 
(g) Records of all phosphate rock purchases and/or deliveries (if vertically integrated with a mine); and
(h) Documentation of the procedures used to ensure the accuracy of monthly phosphate rock consumption
See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) GHG emission estimates (including separate estimates of biogenic CO2) by calendar quarter for each emissions source listed under 
§98.270(b) of this subpart;
(b) Monthly total consumption of all biomass fuels for each biomass combustion unit; 
(c) Monthly analyses of spent pulping liquor HHV for each chemical recovery furnace at kraft and soda facilities;
(d) Monthly analyses of spent pulping liquor carbon content for each chemical recovery combustion unit at a sulfite or semichemical pulp 
facility;
(e) Monthly quantities of spent liquor solids fired in each chemical recovery furnace and chemical recovery combustion unit;
(f) Monthly and annual steam purchases;
(g)  Monthly and annual steam production for each biomass combustion unit;
(h) Monthly quantities of makeup chemicals used

AA—Pulp and 
Paper 
Manufacturing 
(§98.270)

Stationary combustion
Production

BB—Silicon 
Carbide 
Production 
(§98.280)

Stationary combustion
Production

CC—Soda Ash 
Manufacturing 
(§98.290)

Fuel combustion at each  See recordkeeping requirements for stationary combustion
kiln and from each 
stationary combustion 
unit
For each soda ash 
(a) Monthly production of soda ash (metric tons);
manufacturing line
(b) Monthly consumption of trona (metric tons);
(c) Daily analyses for inorganic carbon content of trona or soda ash (as fractional purity), depending on the components used in Equation CC‐2 
or CC‐3 of this subpart; and
(d) Number of operating hours in calendar year.

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Annual consumption of petroleum coke (in metric tons);
(b) Quarterly analyses of carbon content for consumed coke (averaged to an annual basis); and
(c) Quarterly facility‐specific emission factor calculations.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-33

March 2009

Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

DD—Sulfur 
Hexafluoride 
(SF6) from 
Electrical 
Equipment 
(§98.300)

Electric power system

Retain records of the information reported and listed in §98.306.

EE—Titanium 
Dioxide 
Production 
(§98.310)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Monthly production of titanium dioxide (metric tons);
(b) Production capacity of titanium dioxide (metric tons);
(c) Records of all calcined petroleum coke purchases;
(d) Records of monthly calcined petroleum coke consumption (metric tons); and
(e) Annual operating hours for each titanium dioxide process line.

FF—Undergroun Stationary combustion
Production
d Coal Mines 
(§98.320)

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Calibration records for all monitoring equipment.  
(b) Records of gas sales. 
(c) Logbooks of parameter measurements. 
(d) Laboratory analyses of samples.

GG—Zinc 
Production 
(§98.330)

Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
(a) Monthly facility production quantity for each zinc product (in metric tons).
(b) Number of facility operating hours each month.
(c) Annual production quantity for each zinc product (in metric tons).
(d) If you use the carbon input procedure, record for each carbon‐containing input material consumed or used (other than fuel), the 
information specified in paragraphs (d)(1) and (2) of this section.
(1) Monthly material quantity (in metric tons).
(2) Monthly average carbon content determined for material and records of the supplier provided information or analyses used for the 
determination.
(e) You must keep records that include a detailed explanation of how company records of measurements are used to estimate the carbon input
to each Waelz kiln or electrothermic furnace, as applicable to your facility.  You also must document the procedures used to ensure the 
accuracy of the measurements of materials fed, charged, or placed in an affected unit including, but not limited to, calibration of weighing 
equipment and other measurement devices.  The estimated accuracy of measurements made with these devices must also be recorded, and 
the technical basis for these estimates must be provided.

HH—Landfills 
(§98.340)
II—Wastewater 
(§98.350)

Stationary combustion
Production
Stationary combustion
Production

See recordkeeping requirements for stationary combustion
Calibration records for all monitoring equipment
See recordkeeping requirements for stationary combustion
Calibration records for all monitoring equipment.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-34

March 2009

Subpart

Source Category

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)

Stationary combustion
JJ—Manure 
Production
Management 
KK—Suppliers of  All facilities
Coal (§98.370)

See recordkeeping requirements for stationary combustion
Calibration records for all monitoring equipment.
(a) A complete record of all measured parameters used in the reporting of fuel quantities, including all sample results and documentation to 
support quantities that are reported under this part.
(b) Records documenting all calculations of missing data.
(c) Calculations and worksheets used to estimate the CO2 emissions.
(d) Calibration records of any instruments used onsite and calibration records of scales or other equipment used to weigh coal.

LL—Suppliers of  All facilities
Coal‐based Liquid 
Fuels (§98.380)

Reporters shall retain copies of all reports submitted to EPA.  Reporters shall maintain records to support volumes that are reported under this 
part, including records documenting any calculation of substitute measured data.  Reporters shall also retain calculations and worksheets used 
to estimate the CO2 equivalent of the volumes reported under this part.  These records shall be retained for five (5) years similar to 40 CFR part
80 fuels compliance reporting program.

MM—Suppliers  All facilities
of Petroleum 
Products 
(§98.390)

(a) Any reporter described in §98.391 shall retain copies of all reports submitted to EPA under §98.396.  In addition, any reporter under this 
subpart shall maintain sufficient records to support information contained in those reports, including but not limited to information on the 
characteristics of their feedstocks and products.
(b) Reporters shall maintain records to support volumes that are reported under this part, including records documenting any estimations of 
missing metered data.  For all volumes of petroleum products, natural gas liquids, biomass, and feedstocks, reporters shall maintain meter and 
other records normally maintained in the course of business to document product and feedstock flows.
(c) Reporters shall also retain laboratory reports, calculations and worksheets used to estimate the CO2 emissions of the volumes reported 
under this part.
(d) Estimates of missing data shall be documented and records maintained showing the calculations.
(e) Reporters described in this subpart shall also retain all records described in §98.3(g).

NN—Suppliers of  All facilities
Natural Gas and 
Natural Gas 
Liquids (§98.400)

(a) Records of all daily meter readings and documentation to support volumes of natural gas and NGLs that are reported under this part.
(b) Records documenting any estimates of missing metered data.
(c) Calculations and worksheets used to estimate CO2 emissions for the volumes reported under this part.
(d) Records related to the large end‐users identified in §98.406(b)(4).
(e) Records relating to measured Btu content or carbon content.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-35

March 2009

Subpart

Source Category

OO—Suppliers of  Fluroinated GHG 
production facility
Industrial 
Greenhouse 
Gases (§98.410)

Recordkeeping (5 years unless otherwise noted)
(a) Fluorinated GHG production facility shall retain the following records:
(1) Dated records of the data used to estimate the data reported under §98.416, and
(2) Records documenting the initial and periodic calibration of the gas chromatographs, weigh scales, flowmeters, and volumetric and density 
measures used to measure the quantities reported under this subpart, including the industry standards or manufacturer directions used for 
calibration pursuant to §98.414(j) and (k).
(b) In addition to the data required by paragraph (a) of this section, fluorinated GHG production facility that destroys fluorinated GHGs shall 
keep records of test reports and other information documenting the facility’s one‐time destruction efficiency report and annual destruction 
device outlet reports in §98.416(b) and (c).

Bulk importer of 
(1) A copy of the bill of lading for the import;
fluorinated GHGs or N2O (2) The invoice for the import; and
(3) The U.S. Customs entry form.
(1) A copy of the bill of lading for the export; and
Bulk exporter of 
fluorinated GHGs or N2O (2) The invoice for the import
Facilities that import 
containers with a 
fluorinated GHG or N2O 
heel
PP—Suppliers of  Facility containing 
Carbon Dioxide  production process units
(§98.420)
CO2 production well 
facility
Facilities that import or 
export CO2

Keep records of the amount brought into the US that document that the residual amount in each shipment is less than 10% of the volume of 
container and will:
(1) Remain in the container and be included in a future shipment;
(2) Be recovered and transformed; or
(3) Be recovered and destroyed.
Quarterly records of captured and transferred CO2 streams and composition.

Quarterly records of the mass flow of the extracted and transferred CO2 stream and composition.
Quarterly records of the mass flow and composition of CO2 streams imported or exported.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page A-36

March 2009

Appendix B

Table B-1 Calculating GHG Emissions
Subpart

Source Category

C—General  Stationary fuel 
Stationary Fuel  combustion 
Combustion 
Sources (§ 
98.30)

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
CO2 ‐ Tier 1 N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: mass or volume of fuel combusted (from company 
records)

Comments
Tier 1 used for any unit with a max rated 
heat input capacity of 250 mmBtu/hr or 
less.  May also be used to calculate the 
biogenic CO2 emissions from a unit of any 
size that combusts wood, wood waste, or 
other solid biomass‐derived fuels.

CO2 ‐ Tier 2 N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: mass or volume of fuel combusted, high heat value of fuel  Tier 2 used for any unit with a max rated 
heat input capacity of 250 mmBtu/hr or 
for measurement period, number of required heat content measurements 
less 
(frequency of measurements depends on fuel; see 98.34(c) for requirements)
For municipal solid waste (MSW) combustion, calculate annually using: total mass 
of steam generated by MSW combustion during the reporting period and ratio of 
design heat input to its design rated steam output

CO2 ‐ Tier 3 N/A

Calculate annually for solid, liquid, and gaseous fuels using: fuel carbon content &  Tier 3 used for any affected unit size 
quantity (volume or mass) of fuel combusted (determined at same frequency of 
combusting any type of fuel 
high heat value measurements see 98.35(d) for requirements); determine carbon 
content monthly, but for other gaseous fuels (e.g., refinery gas, process gas, etc.), 
daily sampling and analysis is required to determine carbon content & molecular 
weight of the fuel
Note: For natural gas combustion, CO2 mass emissions are calculated only for 
those months in which natural gas is combusted during the reporting year. For the 
combustion of other gaseous fuels (e.g., refinery gas, process gas), CO2 mass 
emissions are calculated only for those days on which the gaseous fuel is 
combusted during the reporting year

CO2 ‐ Tier 4 N/A ‐ CEMS required

Calculate annually. If CO2 conc measured on a wet basis: hourly average of CO2 
conc & stack gas volumetric flow rate. If measured on a dry basis must also use the 
hourly moisture % in stack gas to correct the measurement; sum hourly emissions 
over entire calander year for annual emissions
Note: An oxygen (O2) monitor may be used in lieu of a CO2 monitor to determine 
the hourly CO2 concentrations if the effluent gas stream monitored by the CEMS 
consists solely of combustion products, and if only fuels that are listed in Table 1 in 
section 3.3.5 of appendix F to part 75 are combusted in the unit(s).

CH4, N2O

Calculate annually using: mass or volume of the fuel combusted (from company 
records); high heat value (measured or default)
For MSW combustion, calculate annually using: total mass of steam generated by 
MSW combustion during the reporting year and ratio of the boiler’s design heat 
input to its design rated steam output

N/A ‐ default emissions factor

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-1

Tier 4 may be used for a unit of any size, 
combusting any type of fuel; must be used 
if unit has a maximum rated heat input 
capacity greater than 250 mmBtu/hr, or if 
unit combusts MSW & has maximum 
capacity greater than 250 tons per day of 
MSW.  Additional conditions under which 
Tier 4 must be used are specified in the 
rule.

March 2009

Subpart

Source Category

C—General  Unit w/ sorbent 
Stationary Fuel  injection
Combustion 
Sources (§ 
98.30) (Cont.)

GHGs

CO2

Fuel(s) combusted  CO2
= biomass

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
N/A
Calculate annually using: limestore or other sorbent used in report year

N/A ‐ CEMS optional

Comments

Used if unit is: fluidized bed boiler; 
equipped with a wet flue gas 
desulfurization system; or uses other acid 
gas emission controls with sorbent 
injection. Calc used only if GHG emissions 
from sorbent are not monitored by CEMS
If facility doesn't use CEMS and if the 
Calculate annually using: 
If Tier 4 is not used and there is no MSW: mass or volume of fuel per year.
biogenic fuel consists of wood and/or 
If CEMS or Tier 4 is used, and there is no MSW:  hourly volume of CO2 emitted 
wood waste and/or other biomass‐derived 
(calculated with inputs: hourly CO2 conc, hourly stack gas volumetric flow rate, 
solid fuels (no MSW), use Tier 1 
source operating time); total quantity of fossil fuel combusted in report year; and  methodology
gross calorific value of fuel. 
If there is MSW: quarterly determination of relative proportions of biogenic and 
non‐biogenic CO2; use the same inputs as for other biomass fuel types.

D—Electricity  Electric generating units (EGUs) ‐ calculate annual CO2, N2O, CH4 emissions using methods in subpart C
Generation (§ 
98.40)
E—Adipic Acid  Stationary Combustion unit that uses a carbon‐based fuel ‐ calculate CO2, NO2, CH4 emissions using requirements of subpart C
Production (§  Production
N2O
facility‐specific (ss) emission factor,  Calculate annually using: total adipic acid production at the facility
98.50)
calculated annually (annual 
performance test, 3 test runs of 1 
hour each) using N2O concentration, 
volumetric flow rate of effluent gas, 
and production rate (can be 
determined through sales records, 
or through direct measurement 
using flow meters or weigh scales)

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-2

Must conduct a new performance test 
whenever the production rate is changed 
by more than 10%

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
F—Aluminum  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production  (§  Production
CF4
N/A
Anode effect minutes per cell‐day (measured monthly), total Al production 
98.60)
(measured monthly), slope coefficient (measured at least every 36 months)

Anode 
consumption

Comments

Calculate emissions from anode effects 
from each Prebake and Søderberg 
electolysis cell

C2F6

N/A

CF4 emissions from aluminum production (calculated monthly)

CO2

N/A

(1) For prebake cells ‐ calculate annually using: total Al production, net prebaked  Note: there are emission calculations for 
anode consumption, sulfur and ash content in baked anodes;
prebake cell and for Søderberg cells
(2) For Søderberg cells ‐ calculate annually using: total Al production, paste 
consumption, emissions of cyclohexane soluble matter, binder content of paste, 
sulfur, ash, and hydrogen content in pitch, sulfur and ash content in calcined coke, 
carbon in skimmed dust from Søderberg.

Anoke baking of 
Prebake cells

CO2 from  N/A
Calculate annually using: initial weight and hydrogen content of green anodes, 
pitch 
baked anode production, waste tar collected
volatiles
CO2 from  N/A
Calculate annually using: packing coke consumption, baked anode production, 
bake 
sulfur and ash content in packing coke. Frequency of measurement for each 
parameter is not specified at this time.
furnace 
packing 
material
G—Ammonia  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Manufacturing  Different fuels used for combustion and feedstock (i.e. fuel combustion has not been accounted for in feedstock emissions calculations) or the combustion emissions exhausted through a stack 
(§ 98.70)
CO2 collected and used onsite or transferred offsite ‐ calculate CO2 emissions using requirements for suppliers of CO2 (subpart PP)
Production

CO2

N/A ‐ CEMS optional (if use CEMS, 
calculate CO2 emissions using Tier 4 
Calculation Methodology of subpart 
C)

Calculate annually using: volume/mass and carbon content of gaseous/liquid/solid 
feedstock (measured continuously using a flow meter) used in a month. For liquid 
and solid feed stock also use CO2 captured or recovered for use in urea or 
production in calculation. All inputs are calculated monthly.

H—Cement  Fuel combustion at kilns and any other stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production (§  If CEMS used to measure process‐related emissions from facility ‐ calculate CO2 emissions using Tier 4 Calculation Methodology of subpart C
98.80)
Clinker production CO2
ss emission factor; calculated using  Calculate annually using: quantity of clinker production (measured monthly), plant 
CaO & MgO content of Clinker, non‐ specific fraction of calcined material in cement kiln dust (CKD) not recycled to the 
carbonate CaO & MgO content of  kiln (measured quarterly) and quantity CKD discarded (measured quarerly).
Clinker (calculated monthly)
Note: A default factor of 1.0 (assumes that 100% of all carbonates in CKD is 
calcined) may be used in place of the ss factor
Raw materials

N/A

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Emissions from gaseous, liquid, and solid 
fuel and/or feedstock are calculated 
separately (using similar formulas) and 
then added together

Total annual CO2 emissions = sum of 
annual CO2 emissions from the production 
of each clinker and emissions from raw 
materials

Organic carbon content of raw material (determined monthly by an off‐site 
laboratory analysis) and annual amount of raw materials used.

Page B-3

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
I—Electronics  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Manufacturing  Etching and 
F‐GHG
N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: gas consumption, process utilization rate for gas, fraction  F‐GHG reported depends on product type 
(§ 98.90)
chamber cleaning
of input gas used in process w/abatement devices, fraction of input gas destroyed  (see Table 1 in this subpart); facilities 
in abatement devices connected to process. Must also calculated by‐product gas  w/abatement devices must verify the 
emissions using inputs: kg gas created as a by‐product in process per kg of input  destruction or reoval efficiency of the 
gas consumed in process, gas consumption, fraction of gas used in process 
equipment
w/abatement devices, fraction of gas destroyed in abatement devices connected 
to process
Total annual emissions = sum of input and 
by‐product emissions from each etch 
process and each cleaning process.
NO2
N/A
Calculate annually using: consumption of N2O
Facilities that use  F‐GHG
heat transfer fluids

N/A

Calculate annually using: inventory of heat transfer fluid (HTF) at end of previous 
reporting period, net purchases of HTF, total nameplate capacity of installed HTF 
equipment & retired HTF equip, inventory of HTF at end of period, amount HTF 
recovered and sent offsite. When consumption of gases is estimated by monitoring 
changes in container mass & inventories use inputs: inventory of gas stored in 
cylinders at the beginning & end of year, acquisitions of gas during year, 
disbursement of gas during period.

Onsite stationary combustion ‐ calculate CO2, N20, and CH4 emissions according to the requirements of subpart C
J—Ethanol 
Production (§  Onsite landfills ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for landfills (subpart HH)
98.100)
Onsite wastewater treatment ‐ calculate CO2 and CH4 emissions according to the requirements for wastewater treatment (subpart II)
K—Ferroalloy  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production (§  If CEMS used to measure CO2 emissions for electric arc furnace subject to GHG reporting ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
98.110)
N/A
Calculate annually using: mass & carbon content of reducing agent, carbon 
Calculate emissions from each EAF 
Electric arc furnace  CO2
(EAF) ‐ ferroally 
electrode consumed in EAF, ore, flux material, alloy product, and non‐product 
separately and sum to find total CO2 
production
outgoing material. Determine mass of each solid carbon‐containing input & output  emissions
material monthly by direct measurement or calculations using process operating 
information. Determine average carbon content of each input and output material 
monthly using info from supplier or analysis of a representative sample. For each 
input material for which the carbon content is not provided by your material 
supplier, carbon content of the material must be analyzed by independent certified 
laboratory annually.
EAF ‐ ferrosilicon or  CH4
N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: mass of alloy product produced in electric arc furnace
Calculate emissions from each EAF 
silicon metals 
separately and sum to find total CH4 
production
emissions

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-4

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
L—Fluorinated  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Greenhouse  Production
Fluorinated  N/A
Calculate monthly using: total mass of each fluorinated GHG emitted from the 
Gas 
GHGs 
production process (estimated daily using: mass of fluor GHG produced, mass of 
Production 
(mass)
reactant that is consumed in process, concentration (mass fraction) of fluor GHG 
(§98.120) 
product in destroyed wastes, mass of wastes removed from the process and 

Comments

destroyed, and yield loss related to byproducts.) The total mass of the reactant 
consumed in process is estimated daily using: mass of reactant fed into the 
production process and mass of reactant permanently removed from the 
production process. The total mass of the wastes removed from the process and 
destroyed is estimated using: mass of wastes removed from the process and fed 
into the destruction device and Destruction Efficiency of the destruction device 
(fraction). Yield loss related to byproduct for production is calculated daily using 
the mass of byproduct generated by production process. If by‐product is 
responsible for yield loss in production process and occurs in any process stream in 
more than trace concentrations, the mass of by‐product generated is calculated 
daily using: concentration (mass fraction) and mass flow of the byproduct 
stream. If by‐product is responsible for yield loss, is a fluorinated GHG, 
occurs in any process stream in more than trace concentrations, and is 
not completely recaptured or completely destroyed, the mass of 
by‐product emitted is calculated daily using: mass of by‐product 
generated, concentration (mass fraction) of by‐product in stream of 
destroyed wastes and in stream of recaptural material, mass of wastes 
removed from production process and destroyed, mass removed from 
production process, number of streams of destroyed waste, and number 
of streams of recaptured materials.
Onsite stationary combustion ‐ calculate CO2, N20, and CH4 emissions according to the requirements of subpart C

M—Food 
Processing (§  Onsite landfills ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for landfills (subpart HH)
98.130)
Onsite wastewater treatment ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for wastewater treatment (subpart II)

Stationary combustion unit ‐ fuel combustion at each continuous glass melting furnace and at any other on‐site stationary fuel combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to 
N—Glass 
Production (§  If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
98.140)
Production
CO2
N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: number of carbonate‐based raw materials charged to 
Calculate emissions from each continuous 
furnace, mass fraction of carbonate‐based mineral in carbonate‐based raw 
glass melting furance separately and sum 
material (from supplier or use default value), mass of carbonate‐based raw 
to determine total emissions
material charged to furnace, fraction of calcination achieved for carboate‐based 
raw material (calculate or use default value).

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-5

March 2009

Subpart

O—HCFC‐22 
Production 
and HFC‐23 
Destruction (§ 
98.150)

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions using requirements in subpart C

Comments

HCFC‐22 production  HFC‐23 
processes and HFC‐ (mass)
23 destruction 
processes

N/A

Calculate annually using: mass HFC‐23 emitted from equipment leaks (calculated 
annually using emissions tests that measure: fraction HFC‐23 by weight in the 
stream(s) in the equipment, number of hours in year during which equipment 
contained HFC‐23, applicable leak rate for each source of equipment type and 
service, number of sources of equipment type and service with screening values 
less than 10,000 ppmv as determined according to §98.154(h)), mass HFC‐23 
emitted from process vents (calculated monthly using: HFC‐23 emission rate from 
the process vents during the period of the most recent emissions test (emissions 
test conducted annually), HCFC‐22 production rate during the period and during 
the most recent test), and mass HFC‐23 emitted from thermal oxidizer (calculated 
annually using: mass HFC‐23 fed into destruction device (measured daily) & 
destruction efficiency of the destruction device)

Facilities that don't  HFC‐23 
(mass)
use a thermal 
oxidizer or have a 
thermal oxidizer 
that is not directly 
connected to the 
HCFC‐22 production 
equipment

N/A

Calculate annually using: mass HFC‐23 generated annually , mass HFC‐23 packaged  See next two row for methods used to 
for sale annually (measured daily), mass HFC‐23 sent off‐site for destruction 
calculate the mass of HFC‐23 generated 
(measured daily), mass HFC‐23 destroyed on‐site
annually

Facility measures  total mass  N/A
of HFC‐23 
mass flow of 
combined stream  generated 
(HFC‐23 + other 
product)
N/A
Facility measures 
production of only 
the other product 
(either HCFC‐22 or 
HCl)
HFC‐23 destruction  HFC‐23 
facilities
(mass)

N/A

Production

N/A ‐ CEMS optional (if used see 
requirements in subpart C)

Calculate annually using: fraction HFC‐23 by weight in HFC‐23/other product 
stream (measured daily), mass flow of HFC‐23/other product stream (measured 
continuously using a flow meter), number of conc & flow measurements for the 
year
Calculate annually using: fraction of HFC‐23 and of HCFC‐22 by weight in HCFC‐
22/HFC‐23 stream (measured daily), mass of HCFC‐22 produced (measured daily 
using inputs: mass HCFC‐22 coming out of production process (measured daily), 
mass of HCFC‐22 added to production process upstream, (measured daily)), 
number of conc & mass measurement periods for the year

All HCFC‐22 production facilities shall 
account for HFC‐23 generation and 
emissions that occur as a result of 
startups, shutdowns, and malfunctions, 
either recording HFC‐23 generation and 
emissions during these events, or 
documenting that these events do not 
result in significant HFC‐23 generation 
and/or emissions.

This is NOT a GHG calculation, these 
calculations are used to find the mass of 
HFC‐23 generated annually, which are 
used in the calculation for HFC‐23 (mass) 
emissions for facilities that do not use a 
thermal oxidizer

Calculate annually using: mass HFC‐23 fed into destruction device (measured daily)  Estimates of the mass of HFC‐23 destroyed 
must account for any temporary 
& mass of HFC‐23 destroyed (calculated using inputs: mass HFC‐23 fed into 
reductions in the destruction efficiency 
destruction device (measured daily) & destruction efficiency of the destruction 
that result from any startups, shutdowns, 
device)
or malfunctions of the destruction device
P—Hydrogen  Combustion of fuels in each hydrogen production unit and any other stationary combustion units ‐ calculate CO2, NO2, & CH4 emissions using requirements in subpart C
Production (§  CO2 collected and used onsite or transferred offsite ‐ calculate CO2 emissions using requirements for suppliers of CO2 (subpart PP)
98.160)
If CEMS used to measure CO2 mass emissions ‐ calculate CO2 emissions using Tier 4 Calculation Methodology of subpart C
CO2 

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: mass/volume of gaseous/liquid feedstock (measured 
continuously using a flow meter) and solid feedstock (obtained from company 
records) and carbon content in feedstock (monthly).

Page B-6

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, CH4, and NO2 emissions according to requirements of subpart C. Stationary combustion units include, but are not limited to, by‐product recovery coke 

Q—Iron & 
Steel 
If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
Production (§  Taconite indurating  CO2 ‐ 
For each process input and output other 
N/A
Calculate annually using: mass/volume & carbon content (CC) of 
98.170)
furnaces
solid/liquid/gaseous fuel combusted, mass & CC of greenball (taconite) pellets fed  than fuels, sample each process input and 
Carbon 
output weekly and prepare a monthly 
to the furnace & fired pellets produced by the furnace (all inputs measured 
balance
composite sample for carbon analysis 
monthly)
Basic oxygen 
N/A
Calculate annually using: mass & carbon content (CC) of molten iron, ferrous scrap,  (analysis performed by certified, 
independent lab). Calculate the mass 
process furnaces
flux materials, and carbonaceous materials charged to furnace; mass & CC of 
emissions rate of CO2 in each calendar 
molten steel & slag produced by furnace (all inputs measured monthly)
month for each process. The calculations 
Non‐recovery coke 
N/A
Calculate annually using: mass & carbon content of coal charged to the battery &  are based on the monthly mass of inputs 
and outputs to each process and the 
oven batteries
coke produced by the battery (all inputs measured monthly)
respective weight fraction of carbon. If 
facility has a process input or output that 
Sinter processes
N/A
Calculate annually  using: volume & carbon content (CC) of gaseous fuel 
combusted; mass & CC of sinter feed material and of sinter pellets produced (all  contains carbon that is not included in the 
equations, account for the carbon and 
inputs measured monthly)
mass rate of that process input or output 
Electric arc furances 
N/A
Calculate annually using: mass of direct reduced iron, carbon content (CC) of 
in your calculations.
(EAFs)
molten iron, mass & avrg CC of ferrous scrap, flux materials, and carbonaceous 
materials charged to furace, mass & avrg CC of carbon electrode consumed and of 
molten steel & slag produced by furance (all inputs measured monthly)
Argon‐oxygen 
decarburization 
vessels
Direct reduction 
furnaces

N/A

N/A

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: mass of molten steel charged to the vessel carbon 
content (CC) of molten steel before decarburization and avrg CC of molten steel 
after decarburization
Calculate annually using: volume & avrg carbon content (CC) of gaseous fuel, mass 
& CC of iron ore/iron ore pellets fed to the furnace, mass & CC of carbonaceous 
materials and other materials charged to the furnace; mass & CC of iron & non‐
metallic materials produced (all inputs measured monthly)

Page B-7

March 2009

Subpart

Source Category

Q—Iron & 
Coke pushing 
Steel 
process
Production (§ 
98.170) (Cont.)

GHGs

CO2 ‐ ss 
emission 
factor

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
Calculate annually using total amount of feed or production for reporting period.
ss emission factor, calculate 
annually using a performance test 
that measures: CO2 conc, 
volumetric flow rate (either the feed 
rate of materials into the process or 
the production rate during the test), 
and moisture % in stack gas. 
Conduct annual performance test 
for 9 hours or 9 complete 
production cycles; measure inputs 
hourly.

Comments
For the furnace exhaust from basic oxygen 
furnaces, EAFs, argon‐oxygen 
decarburization vessels, and direct 
reduction furnaces, sample furnace 
exhaust for at 9 complete production 
cycles that start furnace is being charged 
and end after steel or iron and slag have 
been tapped. For EAFs that produce both 
carbon steel and stainless or specialty (low 
carbon) steel, develop an emission factor 
for the production of both types of steel. 
For taconite indurating furnaces, non‐
recovery coke batteries, and sinter 
processes, sample for at least 9 hours. 
Conduct new performance test & calculate 
new ss EF if any changes at the facility 
alter the energy efficiency/carbon content 
of fuel or feed by more than 10%

R—Lead 
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production (§  If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
98.180)
Calculate emissions from each smelting 
Production
CO2
N/A
Caclulate annually using: mass and carbon content of: lead ore charged to the 
smelting furnace, lead scrap charged to the furnace, flux materials, carbonaceous  furance separately and sum to determine 
materials, and any other materials charged to the furnace. All inputs are measured  total emissions
monthly. Determine the carbon content of all inputs listed above using information 
provided by your material supplier. If not provided by supplier, the carbon content 
must be analyzed by an independent certified laboratory each month using test 
methods (and their QA/QC procedures) in §98.7 of subpart A.
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
S—Lime 
Manufacturing  If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
(§ 98.190)
Production
CO2
ss emission factor, calculated 
Calculate annually using: correction factor for byproduct/waste products (calculate  Calculate emissions and ss emission factor 
annually using: CaO and MgO 
monthly using: weight of lime kiln dust (LKD) not recycled to kiln, weight of LKD 
for each kiln based on the type of lime 
content (determined by an off‐site  produced at kiln, fraction of original carbonate in LKD, fraction of calcination of 
produced at the kiln, sum emissions from 
lab every month)
original carbonate in LKD); weight/mass of lime; number of lime types produced at  each kiln to determine total emissions
kiln. All inputs measured monthly.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-8

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
Onsite combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C

T—Magnesiu
m Production  Production
(§ 98.200)

U—Misc. Uses  Production
of Carbonate 
(§ 98.210)

SF6, HFC‐
N/A
134a, FK 5‐1‐
12, CO2, 
other 
fluorinated 
GHGs

Option 1: Measure by monitoring changes in container masses and inventories, 
calculate annually using: inventory of cover gas or carrier gas stored in cylinders or 
other containers at beginning & end of period, acquisitions of cover gas or carrier 
gas, disbursements of cover gas or carrier gas to sources or locations outside the 
facility. 
Option 2: Measure by monitoring changes in mass of indiv containers as their 
contents are used, calculate annually using: mass of contents of cylinder at 
beginning & end of period.

CO2

Calculate annually using: mass of carbonate consumed (can be determined from 
purchase records or by direct weight measurement using the same plant 
instruments used for accounting purposes), [Comment: This information is 
requried in the data reporting requirements but not in the GHG emissions 
calculation section] , fraction calcination achieved (can calculate annually based on 
sampling & analysis by certified lab or use default of 1.0)

N/A ‐ default emissions factor

V—Nitric Acid  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production (§  Production
N2O
ss emission factor, calculated 
Calculate annually for each nitric acid production line using: total production rate 
98.220)
annually for each nitric acid 
for the year, destruction factor of N2O abatement technology (percent of N2O 
production line using: N20 
removed from air stream), and abatement factor of N2O abatement technology 
concentration, flow rate of effluent  (percent of year that abatement technology was used)
gas, production rate (performance 
test, 3 test runs of 1 hour each)
W—Oil & 
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, NO2, CH4 emissions using requirements in subpart C
Natural Gas  Process facilities
 CH4 and 
Calculate using: natural gas volumetric fugitive emissions at standard conditions 
Systems (§ 
CO2 
(calculated differently depending on the source, see source categories below) and 
98.230)
volumetric 
mole % of GHG in the natural gas (mole % is the annual average mole % for each 

Acid gas removal 
vent stacks

fugitive 
emissions
 CH4 and 
CO2 mass 
fugitive 
emissions
Fugitive 
emissions

Comments

Must conduct a new performance test 
whenever the production rate is changed 
by more than 10%

Equation A

facility and is specific to the source category)

N/A

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate using: GHG volumetric fugitive emissions at standard conditions (from 
equation A), density of GHG

Equation B

Calculate annually using: natural gas feed temperature, pressure, and flow rate; 
acid gas content of feed natural gas and outlet natural gas; unit operating hours, 
exit temperature of natural gas; solvent pressure, temperature, circulation rate, 
and weight. Note: if the acid gas removal unit is capturing CO2 and transferring it 
offsite calculate emissions using requirements for industrial greenhouse gas 
suppliers (subpart OO)

Use simulation software package to 
calculate emissions

Page B-9

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
W—Oil & 
Natural gas driven  Natural gas  N/A
Calculate annually using: natural gas driven pneumatic pump gas emission (from 
Natural Gas  pneumatic pump
fugitive 
manufacturer), volume of liquid pumped annually. If manufactured data not 
Systems (§ 
emissions
available conduct one time measurement using high volume sampler or calibrated 
98.230) (Cont.)
bag for each pump.
Natural gas driven  Natural gas  N/A
Calculate annually using: natural gas driven pnematic valve actuator natural gas 
pneumatic manual  fugitive 
emission (provided by manufacturer) and number of times the pneumatic device 
valve actuator 
emissions
was actuated in a way that vented natural gas to the atmosphere through the 
Natural gas driven  Natural gas  N/A
fugitive 
pneumatic valve 
emissions
bleed device
Blowdown vent 
stacks

N/A

Dehydrator vent

Fugitive 
emissions

N/A

Flare stack

Fugitive 
emissions

N/A

Storage tank

CH4 and 
N/A
CO2 
volumetric 
fugitive 
emissions

Compressor wet 
seal degassing 
vents

Natural gas  N/A
fugitive 
emissions

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Comments
Use volumetric natural gas fugitive 
emissions to calculate CH4 & CO2 
volumetric & mass fugitive emissions (see 
equations A & B above)
Use volumetric natural gas fugitive 
emissions to calculate CH4 & CO2 
volumetric & mass fugitive emissions (see 

Use volumetric natural gas fugitive 
emissions to calculate CH4 & CO2 
volumetric & mass fugitive emissions (see 
Calculate annually using: number of blowdowns for equipment in year, volume of  equations A & B above)
blowdown equipment chambers; use equation B above to determine nautral gas 
volumetric fugitive emissions
Calculate annually using: feed natural gas flow rate & water content, outlet natural  Use simulation software package to 
gas water content, absorbent circulation rate, use of stripping natural gas and of  calculate emissions
flash tank separator, wet natural gas temperature, pressure, and composition
Calculate annually using: pneumatic device bleed rate (from manufacturer); if 
manufacturing data not available conduct one time measurement using high 
volume sampler or calibrated bag for each pneumatic device

Use volumetric fugitive emissions to 
Calculate annually. GHG emissions: volume of natural gas sent to flare stack, % 
natural gas combusted by flare, conc of GHG in flare gas (quarterly sample taken  calculate CH4 & CO2 mass fugitive 
from flow velocity measuring device), conc of natural gas hydrocarbon 
emissions (see equation B above)
constituents. GHG volumetric fugitive emissions: natural gas volumetric fugitive 
emissions at actual conditions, temperature, pressure.
Use volumetric fugitive emissions to 
Calculate annually using: mole percent of a particular GHG in the hydrocarbon 
calculate CH4 & CO2 mass fugitive 
vapors and hydrocarbon vapor volumetric fugitive emissions at standard 
emissions (see equation B above)
conditions. Calculate hydrocarbon vapor volumetric fugitive emissions at actual 
conditions using: storage tank total annual throughput and measured hydrocarbon 
vapor emissions rate per throughput (measured using test period of one complete 
production cycle). Use this number, temperature at actual emission conditions, and 
absolute pressure at ambient conditions to convert to emissions at standard 
condition.
Calculate annually using volume of natural gas sent to vent from velocity 
measurement in §98.234 (j) using manufacturer’s manual for the specific meter 
used to measure velocity. Use this number, temperature at actual emission 
conditions, and absolute pressure at ambient conditions to convert to emissions at 
standard condition.

Page B-10

Use volumetric natural gas fugitive 
emissions to calculate CH4 & CO2 
volumetric & mass fugitive emissions (see 
equations A & B above)

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
X—Petrochem Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
ical Production  CO2 captured ‐ calculate CO2 emissions using requirements for suppliers of CO2 (subpart PP)
(§ 98.240)
Onsite wastewater treatment ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for wastewater treatment (subpart II)
Petrochemical 
process 

CO2 ‐ Mass  N/A ‐ CEMS optional (if use CEMS, 
balance
calculate CO2 emissions using Tier 4 
Calculation Methodology of subpart 
C)

Comments

Calculate weekly using: mass/volume and carbon content of: solid, liquid & 
gaseous feedstock introduced & solid, liquid & gaseous product produced [solid 
feedstock take grab samples weekly or composite samples analyzed weekly; 
measure volume of gaseous & liquid feedstock & product continuously with flow 
meter; alternatively facility can demonstrate to administrator that average conc is 
always > 99.5% by submitted data, calcs & other supporting info to administrator, 
if approved facility may assume carbon content = 100%)

Y—Petroleum  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Refineries  (§  Sour gas sent off‐site for sulfur recovery operations ‐ calculate CO2 emissions according to requirements for on‐site sulfur recovery plants in this subpart
98.250)
On‐site landfills ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for landfills (subpart HH)
On‐site wastewater treatment ‐ calculate CH4 and CO2 emissions according to the requirements for wastewater treatment (subpart II)
Non‐merchant hydrogen production ‐ calculate CO2 and CH4 emissions according to the requirements for hydrogen production (subpart P)
If CEMS used to measure CO2 emissions for flares, catalytic cracking units, fluid coking units, or coke calcining units ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
Flares ‐ calculate CH4 and NO2 emissions according to requirements of subpart C
Flares

CO2

CH4, N2O
Catalytic cracking  CO2
units & traditional 
fluid coking units

CH4, N2O

N/A ‐ default emissions factor

N/A
N/A

N/A ‐ default emissions factor

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: volume of flare gas combusted during normal operations 
(from company records), higher heating value for refinery fuel or flare gas (from 
company records), number of start‐up, shutdown, and malfunction events during 
the reporting year, volume of flare gas combusted during a start‐up, shutdown, or 
malfunctions (from engineering calculations), average carbon content of the 
gaseous fuel, from the fuel analysis results or engineering calculations for the 
shutdown/malfunction event
Calculate emissions according to the requirements of subpart C

If facility has a continuous flow monitor, 
high heating value monitor, or carbon 
content monitor on the flare or if facility 
measures these parameters daily must use 
these values when calculating CO2 
emissions

Calculate annually using: volumetric flow rate of exhaust gas, hourly avrg % CO2  If a CO boiler or other post‐combustion 
concentration in exhaust gas stream, hourly avrg % CO concentration in exhaust  device is used, calculate the GHG 
emissions from the fuel fired to the CO 
gas stream
boiler or post‐combustion device 
Note: If facility doesn't continuously monitor flow rate of exhaust gas, must 
calculate using flow rate of air to unit, flow rate of O2 enriched air to unit, O2 conc.  according to the requirements of subpart 
in gas stream inlet to unit, hourly average % O2, CO, & CO2 in exhaust gas stream  C
from unit. If using post‐combustion device calculate emissions using method for 
combustion sources and report separately
Calculate annually using: emission rate of CO2 from coke burn‐off

Page B-11

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Y—Petroleum  Catalytic reforming  CO2
Refineries  (§  units
98.250) (Cont.)

On‐site sulfur 
recovery plants

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
N/A 
Calculate annually using: quantity of coke burn‐off per regeneration cycle, number  Facilities can also calculate emissions using 
of regeneration cycles in calendar year, site‐specific fraction carbon content of 
methods for catalytic cracking units & 
produced coke (use default value if ss is unavailable)
traditional fluid coking units

CH4, N2O

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: emission rate of CO2 from calcinating reforming units

CO2

N/A ‐ CEMS optional (if use CEMS, 
calculate CO2 emissions using 
requirements of subpart C)

Calculate annually using: flow rate of sour gas feed, mole fraction of carbon in the  If facility has a continuous flow and/or 
sour gas to the sulfur recovery plant (use default factor or develop ss factor)
carbon content monitor on the sour gas 
feed to the sulfur recovery plant, must use 
the measured flow rates when the 
monitor is operational to calculate the 
sour gas flow rate and/or carbon content 
value

N/A

Calculate annually using: mass of green coke fed to unit, mass of marketable 
Calculate the CO2 emissions for any 
petroleum coke produced by unit, and mass of petroleum coke dust collected in  auxiliary fuel fired to the calcining unit 
the dust collection system of unit (all from facility records); avrg mass fraction 
using the applicable methods according to 
carbon content of green coke and avrg mass fraction carbon content of marketable  requirements of subpart C
petroleum coke produced by unit

Coke calcining units CO2

CH4, N2O

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: CO2 emissions from coke calcining unit

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: quantity of asphalt blown

Must use emission factor from facility 
specific test data, if available

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: quantity of asphalt blown

Only calculate CO2 emissions if they are 
not included in flare emissions

Delayed coking unit  CH4
‐ subsequent 
openings of vessel

N/A

Calculate annually using: total number of vessel openings, height/diameter of 
coking unit vessel

Calculate CH4 emissions from 
depressurization of coking unit vessel to 
atmosphere using method for "all other 
process vents"

All other process 
vents

N/A

Calculate annually using: number of venting events per year, flow rate of process 
vent, venting time (hours per event)

Used also for catalytic reforming unit 
depressurization and purge vents when 
methane is used as purge gas

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: quantity of crude oil, quantity of intermediate off‐site 
products processed at the facility

Facilities also have the option of the 
method used for other process vents (§ 
98.253(j))

Uncontrolled 
CH4
asphalt blowing 
operations
Controlled asphalt  CO2
blowing

CO2, N20, 
CH4

Uncontrolled 
CH4
blowdown systems

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-12

March 2009

Subpart

Source Category

Y—Petroleum  Equipment leaks
Refineries  (§ 
98.250) (Cont.)

GHGs

CH4

Storage tanks ‐ do  CH4
not process 
unstabilized crude 
oil
CH4
Storage tanks ‐ 
process 
unstabilized crude 
oil

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
N/A
Calculate using either (1) or (2) below: 
(1) Use process‐specific methane composition data (from measurement data or 
process knowledge) and any of the emission estimation procedures provided in the 
Protocol for Equuipiment Leak Emissions Estimates (EPA‐453/R‐95‐017, NTIS PB96‐
175401).
(2) Calculate annually using: number of atmospheric crude oil distillation columns; 
number of catalytic cracking units, coking units (delayed or fluid), hydrocracking, 
and full‐range distillation columns (including depropanizer and debutanizer 
distillation columns); number of hydrotreating/hydrorefining units, catalytic 
reforming units, and visbreaking units at the facility; and the total number of 
hydrogen plants and fuel gas systems at the facility

Comments

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: quantity of crude oil, quantity of intermediate products 
received from off‐site that are processed at the facility

N/A

Calculate annually using: quantity of unstabilized crude oil received at the facility,  Facilities can also calculate CH4 emissions 
presure differential, mole fraction of CH4 in vent gas from facility measurements (if  from the storage of unstabilized crude oil 
available)
using either tank‐specific methane 
composition data (from measurement 
data or product knowledge) and direct 
measurement of the gas generation rate

Crude oil, 
CH4
N/A
Calculate annually using: product‐specific vapor‐phase methane composition data
intermediate, or 
product loading 
operations
Z—Phosphoric  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Acid 
If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate emissions according to requirements of subpart C
Production (§  Production
CO2 
N/A
Calculate annually using: inorganic carbon content of the batch of phosphate rock 
98.260)
used (measured monthly), mass of phosphate consumed (measured monthly), and 
number of months during which the process line operates

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-13

Facilities can also use tank‐specific 
methane data and the TANKS model to 
estimate CH4 emissions

If equilibrium vapor‐phase CH4 conc. Is 
less than 0.5 volume %, report zero CH4 
emissions

Calculate emissions from each wet‐
process phosphoric acid prod line 
separately and sum to get total emissions

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
AA—Pulp and  On‐site stationary fuel combustion units (boilers, gas turbines, thermal oxiders, and other sources) ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Paper 
Onsite landfills ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for landfills (subpart HH)
Manufacturing  Onsite wastewater treatment ‐ calculate CH4 emissions according to the requirements for wastewater treatment (subpart II)
(§ 98.270)
Chemical recovery  Fossil‐fuel based CO2 ‐ direct measurement using Teir 1 methodology for stationary combustion sources in subpart C
furnace located at a  Fossil‐fuel based CH4, N20 ‐ direct measurement of fossil fuels consumed, default HHV, and default emissions factors and convert to metric tons of CO2 equivalent according to 
kraft or soda facility Biogenic 
N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: mass of spent liquor solids combusted (measured 
CH4 and N2O emissions must be 
CO2, CH4, 
N20

Chemical recovery 
combustion unit 
located at a sulfite 
or stand‐alone 
semichemical 
facility

monthly), high heat value of the spent liquor solids for the month (site‐specific)

calculated as the sum of emissions from 
combustion of fossil fuels and combustion 
of biomass in spent liquor solids.

CO2 emissions from fossil fuels ‐ Direct measurement of fossil fuels consumed and default emissions factors according to the Tier 1 methodology for stationary combustion 
CH4 and N20 from fossil fuels ‐ Direct measurement of fossil fuels consumed, default HHV, and default emissions factors and convert to metric tons of CO2 equivalent according 
Biogenic 
CO2

N/A

Calculate annually using: mass of spent liquor solids (measured monthly), carbon 
content of spent liquor solids (from monthly fuel analysis results)

Biomass CH4, N20 ‐ calculate emissions using equation used for kraft facilities and default factors in Table AA‐1 and convert the CH4 or N2O emissions to metric tons of CO2 

Lime kiln located at  CO2 emissions from fossil fuels ‐ Direct measurement of fossil fuels consumed and default HHV and default emissions factors, according to the Tier 1 methodology for stationary 
kraft or soda facility CH4 and N20 from fossil fuels ‐ Direct measurement of fossil fuels consumed, default HHV, and default emissions factors and convert to metric tons of CO2 equivalent according 
Biogenic CO2 ‐ calculate emissions from conversion of CaCO3 to CaO as part of the chemical recovery furnace biogenic CO2 estimates
Makeup chemical  CO2
N/A
Calculate annually using: make‐up quantity of CaCO3 and of Na2CO3 used
use
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C

BB—Silicon 
Carbide 
If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate CO2 emissions using Tier 4 Calculation Methodology of subpart C
Production (§  Production
CO2
ss emission factor calculated 
Calculate annually using: petcoke consumption (measured quarterly)
98.280)
quarterly using: carbon content (CC) 
of petcoke for the quarter based on 
reports from the supplier or by 
quarterly measurement of the CC by 
off‐site lab 
CH4

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using: petcoke consumption (measured quarterly), and number 
of quarters.
CC—Soda Ash  Fuel combustion at each kiln and from each stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Manufacturing  If CEMS used to measure CO2 emissions ‐ calculate CO2 emissions using Tier 4 Calculation Methodology of subpart C
(§ 98.290)
Production
CO2
N/A
Calculate annually using: inorganic carbon content (measured daily) and mass 
Calculate emissions from each calciner 
(measured monthly) of trona input OR of soda ash output ratio to ton of CO2 
(kiln) separately and sum to get total 
emitted for each ton of trona OR natural soda ash produced
emissions

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-14

March 2009

Subpart

Source Category

DD—Sulfur 
Electric power 
Hexafluoride  system
(SF6) from 
Electrical 
Equipment 
(§98.300)

GHGs

SF6, PFC

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
N/A
Calculate annually using: change in SF6/PFC inventory, purchased SF6/PFC, 
disbursements of SF6/PFC, change in total nameplate capacity of equipment

EE—Titanium  Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Dioxide 
Production
CO2
N/A
(a) If CEMS used to measure CO2 emissions, calculate CO2 emissions using Tier 4 
Production (§ 
Calculation Methodology of subpart C.                            
98.310)
(b) Calculate annually using: calcined petcoke consumption (measured monthly).

Comments

Calculate emissions from each chloride 
process line separately and sum to get 
total emissions

FF—Undergro Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
und Coal 
Ventilation well or  CH4
N/A
Calculate quarterly using: volumetric flow rate (average daily), CH4 concentration,  Sum emissions from mine ventilation 
Mines (§ 
shaft
temperature, and pressure of ventillation gas during active ventilation of mining  systems, degasification systems, and 
98.320)
operations
onsite combustion to get total CH4 
Degasification 
CH4
N/A
Calculate quarterly using: volumetric flow rate (average daily), CH4 concentration,  emissions. If CH4 is destroyed, must use 
system
temperature, and pressure of ventillation gas for the days in the quarter when the  amount of CH4 collected for destruction 
degasificatgion system is in operation and the continuous monitoring equipment is  and destruction efficiency of destruction 
equipment to calculate quantity of CH4 
properly functioning.
Degasification or  CO2
ventilation system 
with on‐site coal 
mine gas CH4 
destruction

N/A

Calculate quarterly using: CH4 destroyed

GG—Zinc 
Stationary combustion unit ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Production (§  Production
CO2
N/A
(a) If CEMS used to measure CO2 emissions, calculate emissions according to 
98.330)
requirements of subpart C.                                            
(b) Calculate annually using: mass and carbon content of: zinc bearing material 
charged to the furnace, flux materials, carbon electrode consumed, and 
carbonaceous materials. All inputs calculated monthly. If carbon content of input 
above is not provided by material supplier, carbon content must be analyzed by 
independent certified laboratory each month using test methods (and QA/QC 
procedures) in §98.7 of subpart A.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-15

Calculate emissions for each individual 
Waelz kiln or electrothermic furnace and 
sum to get total emissions

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
HH—Landfills  Stationary combustion ‐ calculate CO2 emissions from the combustion of fuels in stationary combustion devices, including devices that combust landfill gas with other fuels (also include fuels used in 
(§ 98.340)
Modeled CH4 
CH4
N/A
Calculate annually using: quantity of waste disposed in the landfill in year X (Wx)  This is not an emissions calculation. The 
generation

Landfills with gas 
collection systems

from facility records, CH4 generation potential (metric tons CH4/metric ton waste),  annual modeled CH4 generation is used to 
degradable organic carbon (fraction (metric tons C/metric ton waste)), fraction of  calculate CH4 emissions for the three 
DOC dissimilated, fraction by volume of CH4 in landfill gas. The annual quantity of  landfill categories below
each type of waste disposed must be calculated as the sum of the daily quantities 
For years when material‐specific waste 
of waste (of that type) disposed. For both MSW and industrial landfills, you may 
use the bulk waste parameters for a portion of your waste materials when using  quantity data are available, and for 
the material‐specific modeling approach for mixed waste streams that cannot be  industrial waste landfills, calculate each 
waste quantity type & sum CH4 
designated to a specific material type. 
(1) For industrial landfills, Wx in reporting years must be determined by direct mass generation rates for all waste types to 
calculate the total modeled methane 
measurement of waste entering the landfill using industrial scales. For previous 
years where data are unavailable on waste disposal quantities, estimate using: 
generation rate for the landfill. 
average waste disposal factor (calculated using quantity of waste placed in the 
industrial landfill and quantity of product produced in years for which disposal and 
production data are available) and production quantity for facility.
(2) For years prior to reporting for which waste disposal quantities are not readily 
available for MSW landfills, Wx shall be estimated using the estimated population
 served by the landfill in each year, the values for national average per capita 
waste disposal and fraction of generated waste disposed of in solid waste disposal 
sites found in Table HH‐2.
CH4

N/A

Calculate the quantity of CH4 destroyed: Calculate annually using: quantity of CH4  Must calculate using both Method 1 and 
recovered (calculate annually using: daily average volumetric flow rate, daily 
Method 2
average CH4 concentration of landfill gas, density of CH4, and temperature and 
pressure at which flow is measured). Additional inputs include oxidation fraction 
and destruction efficiency.
Calculate CH4 emissions using both of 2 methods:
(1) Calculate annually using the modeled CH4 generation rate, the quantity of CH4 
recovered, destruction efficiency, and soil oxidation factor
(2) Calculate annually using the quantity of CH4 recovered, collection efficiency 
estimated at landfill (taking into account system coverage, operation, and cover 
system materials) oxidation fraction, and destruction efficiency.

Landfills w/out gas  CH4
collection systems

N/A

Calculate annually using: modeled CH4 generation rate, oxidation fraction

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-16

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
II—Wastewate Stationary combustion unit (and flares) ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
r (§ 98.350)
Anaerobic 
CH4
N/A ‐ default emissions factor
Calculate annually using: volumetric flow rate of wastewater sent to an anaerobic 
treatment systems 
other than 
digesters

Comments

treatment system and average monthly COD (both monitored weekly using 24‐
hour flow‐weighted composite sample), and maximum CH4 producing potential of 
wastewater (can use default)

Petroleum refining  CO2
facility w/ onsite 
oil/water separator

N/A ‐ default emissions factor

Calculate annually using:  volumetric flow rate of wastewater treated through 
The flow should reflect the wasterwater 
oil/water separator (monitor weekly) and carbon fraction in NMVOC (measured or  treated in the oil/water separater 
default).

Anaerobic digesters CH4

N/A

Calculate CH4 destroyed annually using: quantity of CH4 generated by the 
anaerobic digester (calculated using: daily average volumetric flow rate, daily 
average CH4 concentration of digester gas, and the pressure and temperature at 
which flow is measured (measured daily)) and CH4 destruction efficiency from 
flaring or burning in engine.

JJ—Manure  Stationary combustion unit (and flares) ‐ calculate CO2, N2O, and CH4 emissions according to requirements of subpart C
Management  All facilities other  CH4
Collect samples monthly to determine TVS 
N/A
Calculate CH4 emissions annually using: total volatile solids excreted by animal 
(§ 98.360)
and TN concentration. Laboratory used 
than digesters
type (calculated using:annual average animal population, typical animal mass, 
should be certified for waste analysis for 
average percent total volatile solids by animal type (determined from monthly 
NPDES reporting.
manure monitoring), manure excretion rate (use default value or farm specific 
data)), maximum CH4‐producing capacity (from Table JJ‐1), percent of manure that 
Total emissions for facility = [CH4 
is managed in each manure management system.
emissions + CH4 flow to digester 
Anaerobic digesters CH4
N/A
Calculate CH4 flow to the combustion device annually using: average daily 
combustion device – CH4 destruction of 
volumetric flow rate, average daily CH4 concentration of digester gas, 
digester + CH4 leakage of digester) x 1 
temperature, and pressure. Calculate the amount of CH4 destroyed annually using: 
metric ton/1000 kg x 21] + [direct N2O 
CH4 flow to the comubtion device and CH4 destruction efficiency from flaring or 
emissions x 1 metric ton/1000 kg x 310]
burning in engine. Calculate the CH4 leakage at digesters annually using: CH4 
combusted by digester, CH4 collection efficiency of anaerobic digester (as specified 
in Table JJ‐3).
All facilities  

N2O

N/A ‐ default emissions factor

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: total nitrogen excreted per animal type (calculated using: 
annual average percent of nitrogen present in manure by animal type (as 
determined from monthly manure monitoring), average annual animal population, 
typical animal mass (using either the default values in Table JJ‐1 or a farm‐specific 
value based on farm data), and manure excretion rate (using either a default value 
from Table JJ‐1 or a farm‐specific value based on farm data)), percent of manure 
that is managed in each manure management system, and an emission factor from 
Table JJ‐4.

Page B-17

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

KK—Suppliers  Coal mines ‐ 
CO2
of Coal 
produce 100,000 or 
(§98.370)
more short tons 
coal annually
CO2
Coal mines ‐ 
produce less than 
100,000 short tons 
coal annually, 
coal/coke 
exporters, 
coal/coke 
importers, water 
coal producers

LL—Suppliers 
of Coal‐based 
Liquid Fuels (§ 
98.380)

Coal‐to‐liquids 
producers, 
importers, 
exporters

CO2

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
N/A ‐ default emission factor used in  Calculate CO2 emissions annually using: mass and carbon content of the coal.  The  Facilities can chose Method 1 or Method 
Method 3
carbon content of the coal is determined using one of the following methods:            2.  A facility that does not satisfy the 
Method 1: quantity of coal produced or quantity of coal in shipment and weighted  monitoring criteria for Method 2 must use 
avrg % carbon in coal (calculated using: mass fraction of carbon in coal and amount  Method 1.
of coal supplied (both measured daily), the number of operating days per year, and 
the total coal supplied during the year).
Facilities can chose Methods 1, 2, or 3. 
Method 2: (1) calculate weighted annual average gross calorific value (GCV) of the  Coal exporters: calculate carbon content 
coal (using GCV or HHV of coal measured daily by proximate analysis (decimal 
(CC) for each coal shipment using info on 
value), amount of coal supplied (measured daily), total coal supplied during the 
CC of exported coal provided by the 
year); (2) establish statistical relationship between GCV and carbon content (CC)  source mine, according to Method 1, 2, or 
using procedure described in §98.374(f); (3) calculate estimated annual weighted  3. Coal importers: calculate CC for each 
average of the mass fraction of carbon in the coal by applying the slope coefficient,  coal shipment using Methods 1 or 2, or by 
determined according to the requirements of §98.374(f)(4), to the weighted annual use of Method 3 in combination with mine‐
average GCV of 
specific info from country of origin, or 
the coal determined in step (1).
published CC values for coal of same rank 
Method 3: (1) calculate weighted annual average gross calorific value (GCV)
from country of origin. Waste coal 
of the coal (using GCV or HHV of coal measured daily by proximate analysis
reclaimers: calculate CC using Methods 1 
(decimal value), amount of coal supplied (measured daily), 
2, or 3.
total coal supplied during the year); and (2) identify estimated annual 
Note: For importers, exporters, and waste 
weighted average of the mass fraction of carbon in the coal from 
coal reclaimers using Methods 1, 2, or 3, 
Table KK‐1 using annual weighted GCV of coal from step (1).
measurements of each shipment can be 
used in place of daily measurements
Can use site‐specific or default 
emission factor. The site‐specific 
emission factor is calculate using 
density and percentage of total 
mass that carbon represents for 
each coal‐based liquid fuel.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: annual volume of a coal‐based liquid fuel and a CO2 
emission factor determined using either Method 1 or Method 2:    Method 1: Use 
default emission factor listed in column C in Table MM‐1. Method 2: Use a site‐
specific CO2 emission factor calculated by  multiplying the density by the carbon 
content of the coal‐based liquid, where at least one of these parameters has been 
measured uisng the methods specified in §98.394(c).  Default values for carbon 
content and density are included in Table MM‐1. 

Page B-18

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

CO2
MM—Supplier Refiners ‐ 
s of Petroleum  petroleum product 
or natural gas liquid
Products (§ 
98.390)
Refiners ‐ non‐
CO2
crude petroleum 
product and natural 
gas liquid feedstock
Refiners ‐ biomass  CO2
co‐processed with 
petroleum 
feedstocks 

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
Default emissions factor (product  Calculate emissions annually using: total annual volume produced by the reporting  Total CO2 emissions for refiners = 
specific, see tables in subpart MM)  party (this volume only includes products ex refinery gate) and either a default or  emissions from complete combustion or 
oxidation of each petroleum product or 
site‐specific emission factor.
or ss factor (calculated using: 
density of petroleum product or 
Calculated annually using: total annual volume of a petroleum product or natural  natural gas liquid ‐ emissions from the 
natural gas liquid or non‐crude 
gas liquid  that enters the refinery as a feedstock to be further refined or otherwise  complete combustion or oxidation of each 
feedstock and percent of total mass  used on site (any waste feedstock that enters the refinery must also be included)  non‐crude feedstock ‐ emissions from the 
that carbon represents in petroleum  and either a default or site‐specific emission factor.
complete combustion or oxidation of 
biomass
product or natural gas liquid or non‐
crude feedstock). Refiners shall use  Total annual volume of a specific type of biomass that enters the refinery to be co‐
the most appropriate default CO2  processed with petroleum feedstocks to produce a petroleum product and a 
emission factor for biomass in Table  default emission factor.
MM‐3 to calculate CO2 emissions.

Importers, 
exporters

CO2

Calculate emissions from each individual petroleum product and natural gas liquid  Total CO2 emissions for importers and 
exporters = sum of emissions from the 
annually using: total annual volume of product imported or exported by the 
reporting party and either a default or site‐specific emission factor.
complete combustion or oxidation of all 
petroleum products and natural gas liquids

All

CO2

In the event that some portion of a petroleum product or feedstock is biomass‐
based and was not derived by co‐processing biomass and petroleum feedstocks 
together (i.e. the petroleum product or feedstock was produced by blending a 
petroleum‐based product with a biomass‐based product), the reporting party shall 
calculate emissions for the petroleum product or feedstock according to the 
following  methods in paragraph (1) or (2), as appropriate.  
(a) If using default CO2 emission factors: (1) Use the annual volume of petroleum 
product produced, imported, or exported (for refineries this includes only products 
ex‐refinery gate), the percent volume of the product that is petroleum‐based, the 
petroleum product‐specific default CO2 emission factor from Table MM‐1.   
(2) Refineries may calculate the CO2 emissions associated with non‐crude 
petroleum product using the annual volume of the petroleum product, the percent 
volume of the product that is petroleum‐based, and the non‐crude petroleum 
feedstock‐specific CO2 emission factor.
(b) If using site‐specific CO2 emission factors:  (1) Use the annual volume of 
petroleum product produced, imported, or exported (for refineries this includes 
only products ex‐refinery gate), the percent volume of the product that is 
petroleum‐based, the site‐specific petroleum product CO2 emission factor, and a 
default CO2 emission factor from Table MM‐3 for the biomass.  (2) Refineries may 
calculate the CO2 emissions associated with non‐crude petroleum product using 
the annual volume of the petroleum product, the percent volume of the product 
that is petroleum‐based, the site‐specific CO2 emission factor for the non‐crude 
petroleum product, and a default emission factor from Table MM‐3.      

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-19

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions
Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Comments
Freq of Measurement
N/A ‐ default emissions factor (can  Calculate annually the estimated CO2 equivalent emissions using either Method 1  Natural gas processing plants: report CO2 
use facility‐ or company‐specific CO2  or 2:
emissions that would result from complete 
emission factors, provided that they  Method 1: Use the total annual volume of fuel or product, default factors from 
combustion or oxidation of annual 
are determined using industry 
Table NN‐1 for the CO2 emission factor, and higher heat value of the fuel supplied.  quantity of propane, butane, ethane, 
standard practices)
Alternatively, reporter‐specific higher heating values and CO2 emission factors may  isobutane and bulk NGLs sold or delivered 
be used, provided they are developed using methods outlined in §98.404.   
for use off site.
Local distribution companies: report CO2 
Note: This calculation is used to find the annual potential  CO2 mass emissions 
from the combustion of fuel. 
emissions that would result from complete 
Method 2: Use the total annual volume of fuel or product supplied and the fuel‐
combustion or oxidation of annual 
specific CO2 emission factors in Table NN‐1. Alternatively, reporter‐specific CO2 
volumes of natural gas provided to end‐
emission factors may be used, provided they are developed using methods 
users.
outlined in §98.404.
Note: This calculation is used to find the annual potential CO2 mass emissions from 
the combustion of fuel.

NN—Suppliers  All Suppliers 
of Natural Gas  (natural gas 
and Natural  processing plants 
Gas Liquids (§  and local 
98.400)
distribution 
companies)

CO2

OO—Suppliers  Fluroinated GHG 
of Industrial  production facility
Greenhouse 
Gases (§ 
98.410)

Fluorinated  N/A
GHG or N20 
(mass)

Bulk importer and 
exporter of 
fluorinated GHGs or 
N2O

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Calculate annually using: mass of each fluorinated GHG or nitrous oxide: (1) 
produced at facility (calculated using the mass of each fluorinated GHG or nitrous 
oxide produced and the mass of each fluorinated GHG or nitrous oxide added to 
the production process upstream) , (2) transformed at facility (calculated using the 
mass of each fluorinated GHG and nitrous oxide input to the transformation 
process and the mass of residual, unreacted fluorinated GHG or nitrous oxide that 
is permanently removed from the transfromation process), (3) destroyed at facility 
(calculated using mass of fluorinated GHG input to the destruction device and the 
destruction efficiency), and (4) sent to another facility for destruction (all  
measured daily).
No calculation method provided.  Importers and exporters measure fluorinated 
GHGs and N2O imported or exported directly. 

Page B-20

March 2009

Subpart

Source Category

GHGs

Calculating GHG Emissions

Info Needed for Emissions Factor & 
Additional Info for GHG Calc & Freq of Measurement
Freq of Measurement
PP—Suppliers  Production process  CO2 (mass) N/A
Calculate quarterly (prior to purification, processing, or compressing) using: 
units
of Carbon 
average CO2 concentration in flow and quarterly mass flow rate.
Dioxide (§ 
CO2 production 
98.420)
wells
Calculate quarterly using: average CO2 concentration in flow and quarterly mass 
Facilities that 
import or export 
flow rate.
CO2

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-21

Comments
If facility doesn't have a flow meter for 
quantities captured or extracted, measure 
quantities transferred off‐site using a flow 
meter. In either case, sampling must be 
If the importer of a CO2 stream does not 
have mass flow meters installed to 
measure the mass flow of gas imported, 
the measurements shall be based on the 
mass flow of the imported CO2 stream 
transferred off site or used in on‐site 
processes, as measured by mass flow 
meters.  If an exporter of a CO2 stream 
does not have mass flow meters installed 
to measure the mass flow exported, the 
measurements shall be based on the mass 
flow of the CO2 stream received for 
export, as measured by mass flow meters.  
In all cases, sampling on at least a 
quarterly basis also must be conducted to 
determine the composition of the CO2 
stream.  

March 2009

Table B-2 Procedures for Estimating Missing Data and QA/QC Requirements
Subpart
Source Category
All facilities
C—General 
Stationary Fuel 
Combustion 
Sources 
(§98.30)

Procedures for Estimating Missing Data
QA/QC 
For units subject to the requirements of the Acid Rain Program, the 
Tiers 1, 2, and 3: Document the procedures used to ensure accuracy of the estimates of 
applicable missing data substitution procedures in part 75 are followed for  fuel usage and/or sorbent usage (as applicable), the technical basis for these estimates, 
CO2 concentration, stack gas flow rate, fuel flow rate, gross calorific value 
and the accuracy of measurement devices.
(GCV), and fuel carbon content.  
Tier 2: Follow the specified sampling and analysis methods to ensure the accuracy of high 
For all units that are not subject to the requirements of the Acid Rain 
heat value meaurements.
Program, when the Tier 1, Tier 2, Tier 3, or Tier 4 calculation is used, 
Tier 3: All oil and gas flow meters (except for gas billing meters) shall be calibrated prior 
use  (1)  and (2): 
to the first year for which GHG emissions are reported under this part, using an 
(1) For each missing value of the heat content, carbon content, or molecular  applicable flow meter test method listed in §98.7 or the calibration procedures specified 
weight of the fuel, and for each missing value of CO2 concentration and 
by the flow meter manufacturer.  Fuel flow meters shall be recalibrated either annually or 
percent moisture, the substitute data value shall be the arithmetic average of  at the minimum frequency specified by the manufacturer.  Follow specified methods for 
the quality‐assured values of that parameter immediately preceding and 
oil tankdrop measurements, and carbon content sampling and analysis and  molecular 
immediately following the missing data incident.  If, for a particular 
weight determination.
parameter, no quality‐assured data are available prior to the missing data 
Tier 4: Follow applicable QA procedures in in appendix B to part 75 of this chapter, 
incident, the substitute data value shall be the first quality‐assured value 
appendix F to part 60 of this chapter, or an applicable State continuous monitoring 
obtained after the missing data period; and  
program.  If appendix F to part 60 of this chapter is selected for on‐going quality 
(2) For missing records of stack gas flow rate, fuel  usage, and sorbent usage,  assurance, perform daily calibration drift (CD) assessments for both the CO2 and 
the substitute data value shall be the best available estimate of 
flow rate monitors, conduct cylinder gas audits of the CO2 concentration monitor 
the flow rate, fuel usage, or sorbent consumption, based on all available
in three of the four quarters of each year (except for non‐operating quarters), and 
perform annual RATAs of the CO2 concentration monitor and the CERMS. If O2 
 process data (e.g., steam production, electrical load, and operating 
monitor is used, follow the applicable QA provisions of either part 75, part 60, or a 
hours).  The owner or operator shall document and keep records of the 
procedures used for all such estimates.
State continuous monitoring program.  Additional QA/QC is followed when sources 
using Tier 4 combust biogenic fuels, including MSW.

D—Electricity 
Generation 
(§98.40)
E—Adipic Acid 
Production 
(§98.50)

All facilities

See requirements for stationary combustion

Stationary 
combustion
Production

See requirements for stationary combustion

F—Aluminum  Stationary 
combustion
Production  
Production
(§98.60)

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.

All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any associated 
performance specifications apply. For each performance test facility must prepare an 
emission factor determination report that includes: (1) analysis of samples, determination
of raw data; (2) all information and data used to derive the emissions factors; and (3) the 
production rate during the test and how it was determined.

See requirements for stationary combustion
None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
associated performance specifications apply. 
calculations is required.
(a) Where anode or paste consumption data is missing, CO2 emissions can be 
estimated from aluminum production using Tier 1 method (inputs required: 
metal production from prebake process, metal production from Soderburg 
process).
(b) For other parameters, use the average of the two most recent data 
points.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-22

March 2009

Subpart
G—Ammonia 
Manufacturing 
(§98.70)

Source Category Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion
Stationary 
combustion
CO2 collected and  See requirements for CO2 suppliers
used onsite or 
transferred offsite
Production

H—Cement 
Production 
(§98.80)

QA/QC 

All fuel flow meters and gas composition monitors shall be calibrated prior to the first 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
reporting year, using a suitable method published by a consensus standards organization 
calculations is required.
(a) For missing feedstock supply rates, use the lesser of the maximum supply  (e.g., ASTM, ASME, API, AGA, or others).  Alternatively, calibration procedures specified 
rate that the unit is capable of processing or the maximum supply rate that  by the flow meter manufacturer may be used.  Fuel flow meters and gas composition 
monitors shall be recalibrated either annually or at the minimum frequency specified by 
the meter can measure. 
(b) There are no missing data procedures for carbon content.  A re‐test must  the manufacturer, whichever is more frequent.
be performed if the data from any monthly measurements are determined to  Document the procedures used to ensure the accuracy of the estimates of feedstock 
be invalid.
consumption.

Fuel combustion  See requirements for stationary combustion
at kilns and any 
other Stationary 
combustion unit
Production
If data on the carbonate content or organic carbon content analysis is 
missing, facilities must undertake a new analysis.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-23

None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
associated performance specifications apply. 

March 2009

Subpart
I—Electronics 
Manufacturing 
(§98.90)

Source Category
Stationary 
combustion
Production

J—Ethanol 
Production 
(§98.100)

Onsite stationary  See requirements for stationary combustion
combustion
Onsite landfills
Onsite 
wastewater 
treatment

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

(a) For semiconductor facilities that have an annual capacity of greater than  Estimating F‐GHG & N2O emissions from cleaning/etching:
10,500 m2 silicon, estimate missing site‐specific gas process utilization and by‐(1) Follow the QA/QC procedures in the International SEMATECH Manufacturing 
Initiative’s Guideline for Environmental Characterization of Semiconductor Process 
product formation using default factors from Tables I‐2 through I‐4 of this 
subpart. However, use of these default factors shall be restricted to less than  Equipment when estimating facility‐specific gas process utilization and by‐product gas 
5 percent of the total facility emissions.  
formation. 
(b)  For facilities using heat transfer fluids and missing data for one or more  (2) Follow the QA/QC procedures in the EPA DRE measurement protocol when estimating 
of the parameters in Equation I‐8, you shall estimate heat transfer fluid 
abatement device DRE.
(3) Certify that abatement devices are maintained in accordance with manufacturer 
emissions using the arithmetic average of the emission rates for the year 
specified guidelines. 
immediately preceding the period of missing data and the months 
(4) Certify that gas consumption is tracked to a high degree of precision as part of normal 
immediately following the period of missing data.  Alternatively, you may 
facility operations and that further QA/QC is not required.  
estimate missing information using records from the heat transfer fluid 
supplier.  You shall document the method used and values estimated for all  Estimating F‐GHG emissions from heat transfer fluid use:
missing data values.
(1) Review all inputs to Equation I‐4 to ensure that all inputs and outputs to the facility’s 
(c)  If the methods specified in paragraphs (a) and (b) of this section are likely  system are accounted for.  
to significantly under‐ or overestimate the value of the parameter during the  (2) Do not enter negative inputs into the mass balance equation and ensure that no 
period when data were missing (e.g., because the monitoring 
negative emissions are calculated from the mass 
failure was linked to a process disturbance that is likely to have 
balance equation.
significantly increased the F‐GHG emission rate), you shall develop a 
(3) Ensure that the beginning of year inventory matches the end of year inventory from 
best estimate of the parameter, documenting the methods used, the 
previous year. All flowmeters, scales, load cells, and volumetric and density 
rationale behind them, and the reasons why the methods specified in 
measures used to measure quantities that are to be reported under §98.92 and 
paragraphs (a) and (b) of this section would lead to a significant under‐ 
§98.96 shall be calibrated using suitable NIST‐traceable standards and suitable 
or overestimate of the parameter.
methods published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, 
ASHRAE, or others).  Alternatively, calibration procedures specified by the 
flowmeter, scale, or load cell manufacturer may be used.  Calibration shall be 
performed prior to the first reporting year.  After the initial calibration, recalibration 
shall be performed at least annually or at the minimum frequency specified by the 
manufacturer, whichever is more frequent.

See requirements for landfills
See requirements for onsite wastewater treatment

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-24

March 2009

Subpart
K—Ferroalloy 
Production 
(§98.110)

Source Category
Stationary 
combustion
Production

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
calculations is required.
associated performance specifications apply. 
(a) For each missing value of the carbon content the substitute data value 
shall be the arithmetic average of the quality‐assured values of that 
parameter immediately preceding and immediately following the missing 
data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐assured data are 
available prior to the missing data incident, the substitute data value shall be 
the first quality‐assured value obtained after the missing data period; and 
(b) For missing records of the mass of carbon‐containing input or output 
material consumption, the substitute data value shall be the best available 
estimate of the mass of the input or output material.  The owner or operator 
shall document and keep records of the procedures used for all such 
estimates. 
(c) If you are required to calculate CH4 emissions for the electric arc furnace 
as specified in §98.113(c), then you are required to have 100 percent of the 
specified data for each reporting period.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-25

March 2009

Subpart
Source Category
L—Fluorinated  Stationary 
Greenhouse  combustion
Gas Production  Production
(§98.120) 

M—Food 
Processing 
(§98.130)

N—Glass 
Production 
(§98.140)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

All flowmeters, scales, load cells, and volumetric and density measures used to measure 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
quantities that are to be reported under §98.126 shall be calibrated using suitable NIST‐
(1) For each missing value of the mass of fluorinated GHG produced, the 
traceable standards and suitable methods published by a consensus standards 
mass of reactants fed into the production process, the mass of reactants 
organization (e.g., ASTM, ASME, ASHRAE, or others).  Alternatively, calibration 
permanently removed from the production process, the mass flow of process  procedures specified by the flowmeter, scale, or load cell manufacturer may be used.  
streams containing more than trace concentrations of by‐products that lead  Calibration shall be performed prior to the first reporting year.  After the initial 
to yield losses, or the mass of wastes fed into the destruction device, the 
calibration, recalibration shall be performed at least annually or at the minimum 
substitute value of that parameter shall be a secondary mass measurement  frequency specified by the manufacturer, whichever is more frequent. All gas 
taken during the period the primary mass measurement was not available.   chromatographs used to determine the concentration of fluorinated greenhouse gases in 
For example, if the mass produced is usually measured with a flowmeter at  process streams shall be calibrated at least monthly through analysis of certified 
the inlet to the day tank and that flowmeter fails to meet an accuracy or 
standards with known concentrations of the same chemical(s) in the same range(s) 
precision test, malfunctions, or is rendered inoperable, then the mass 
(fractions by mass) as the process samples. Calibration gases prepared from a high‐
produced may be estimated by calculating the change in volume in the day  concentration certified standard using a gas dilution system that meets the requirements 
tank and multiplying it by the density of the product.
specified in Test Method 205, 40 CFR Part 51, Appendix M may also
(2) For each missing value of fluorinated GHG concentration, the substitute  be used.
data value shall be the arithmetic average of the 
quality‐assured values of that parameter immediately preceding and 
immediately following the missing data incident.  If no quality‐assured 
data are available prior to the missing data incident, the substitute 
data value shall be the first quality‐assured value obtained after the 
missing data period.
(3) If the methods specified in paragraphs (a)(1) and (a)(2) are likely to 
significantly under‐ or overestimate the value of the parameter during 
the period when data were missing, you shall develop a best estimate 
of the parameter, documenting the methods used, the rationale behind 
them, and the reasons why the methods specified in (a)(1) and (a)(2) 
would lead to a significant under‐ or overestimate of the parameter.

Onsite stationary  See requirements for stationary combustion
combustion
Onsite landfills
Onsite 
wastewater 
treatment
Stationary 
combustion
Production

See requirements for landfills
See requirements for onsite wastewater treatment

See requirements for stationary combustion
(a) Missing data on the monthly amounts of carbonate‐based raw materials 
charged to any continuous glass melting furnace shall be replaced by the 
average of the data from the previous month and the following month for 
each carbonate‐based raw material charged.
(b) Missing data on the mass fractions of carbonate‐based minerals in the 
carbonate‐based raw materials shall be replaced using the assumption that 
the mass fraction of each carbonate based mineral is 1.0.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-26

If use raw material supplier data to determine carbonate‐mineral mass, facility should 
make its own measurements annually to verify the data. Such measurements shall be 
based on sampling and chemical analysis conducted by a certified laboratory using a 
suitable method published by a consensus standards organization (e.g., ASTM Method 
D3682, Test Method for Major and Minor Elements in Coal and Coke Ash by Atomic 
Absorption Method).

March 2009

Subpart
Source Category
O—HCFC‐22  All facilities
Production and 
HFC‐23 
Destruction 
(§98.150)

P—Hydrogen  Stationary 
Production 
combustion
Production
(§98.160)

Q—Iron & 
Steel 
Production 
(§98.170)

Stationary 
combustion
Production

Procedures for Estimating Missing Data
QA/QC 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
All flowmeters, scales, and load cells used to measure quantities that are to be reported 
calculations is required.
under section §98.156 of this subpart shall be calibrated using suitable NIST‐traceable 
(1) For each missing value of the HFC‐23 or HCFC‐22 concentration, the 
standards and suitable methods published by a consensus standards organization (e.g., 
substitute data value shall be the arithmetic average of the quality‐assured  ASTM, ASME, ASHRAE, or others). Alternatively, calibration procedures specified by the 
values of that parameter immediately preceding and immediately following  flowmeter, scale, or load cell manufacturer may be used.  Calibration shall be performed 
the missing data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐assured  prior to the first reporting year.  After the initial calibration, recalibration shall be 
data are available prior to the missing data incident, the substitute data value  performed at least annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer, 
shall be the first quality‐assured value obtained after the missing data period. whichever is more frequent. 
(2) For each missing value of the product stream mass flow or product mass,  All gas chromatographs used to determine the concentration of HFC‐23 in process 
the substitute value of that parameter shall be a secondary product 
streams shall be calibrated at least monthly through analysis of certified standards (or of 
measurement.  If that measurement is taken significantly downstream of the  calibration gases prepared from a high‐concentration certified standard using a gas 
usual mass flow or mass measurement (e.g., at the shipping dock rather than  dilution system that meets the requirements specified in Test Method 205, 40 CFR part 
near the reactor), the measurement shall be multiplied by 1.015 to 
51, appendix M) with known HFC‐23 concentrations that are in the same range (fractions 
compensate for losses.  
by mass) as the process samples.
(3)  Notwithstanding paragraphs (a)(1) and (a)(2), if the owner or operator 
has reason to believe that the methods specified in paragraphs (a)(1) and 
(a)(2) are likely to significantly under‐ or overestimate the 
value of the parameter during the period when data were missing (e.g., 
because the monitoring failure was linked to a process disturbance that 
is likely to have significantly increased the HFC‐23 generation rate), 
develop best estimate of the parameter, documenting the methods used, 
the rationale behind them, and the reasons why the methods specified in 
(a)(1) and (a)(2) would probably lead to a significant under‐ or 
overestimate of the parameter.
See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
All fuel flow meters, gas composition monitors, and heating value monitors shall be 
calculations is required.
calibrated prior to the first reporting year, using a suitable method published by a 
(a) For missing feedstock supply rates, use the lesser of the maximum supply  consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, API, AGA, or others).  Alternatively, 
rate that the unit is capable of processing or the maximum supply rate that  calibration procedures specified by the flow meter manufacturer may be used.  Fuel flow 
the meter can measure. 
meters, gas composition monitors, and heating value monitors shall be recalibrated 
(b) There are no missing data procedures for carbon content.  A re‐test must  either annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer.  Document 
be performed if the data from any monthly measurements are determined to  the procedures used to ensure the accuracy of the estimates of feedstock consumption.
be invalid.
(c) Facilities that use CEMS must comply with the monitoring and QA/QC 
procedures specified in §98.34(e).
See requirements for stationary combustion
There are no allowances for missing data for facilities that estimate emissions  None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
using the carbon balance procedure or the site‐emission factor procedure,  associated performance specifications apply. 
and 100 percent data availability is required.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-27

March 2009

Subpart
R—Lead 
Production 
(§98.180)

Source Category
Stationary 
combustion
Production

Stationary 
S—Lime 
Manufacturing  combustion
Production
(§98.190)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
calculations is required.
associated performance specifications apply. 
(a) For each missing value of the carbon content the substitute data value 
shall be the arithmetic average of the quality‐assured values of that 
parameter immediately preceding and immediately following the missing 
data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐assured data are 
available prior to the missing data incident, the substitute data value shall be 
the first quality‐assured value obtained after the missing data period; and 
(b) For missing records of the mass of carbon‐containing input material 
consumption, the substitute data value shall be the best available estimate of 
the mass of the input material.  The owner or operator shall document and 
keep records of the procedures used for all such estimates.
See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
Follow the quality assurance/quality control procedures (including documentation) in the 
National Lime Association’s “CO2 Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry‐
calculations is required.
(a) For each missing value of quantity of lime types, CaO and MgO content,  English Units Version”, February 5, 2008 Revision (incorporated by reference‐see §98.7).
and quantity of LKD the substitute data value shall be the arithmetic average 
of the quality‐assured values of that parameter immediately preceding and 
immediately following the missing data incident.  If, for a particular 
parameter, no quality‐assured data are available prior to the missing data 
incident, the substitute data value shall be the first quality‐assured value 
obtained after the missing data period; and 
(b) For missing records of mass of raw material consumption, the substitute 
data value shall be the best available estimate of the mass of inputs.  The 
owner or operator shall document and keep records of the procedures used 
for all such estimates.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-28

March 2009

Subpart
Source Category
T—Magnesium  Stationary 
Production 
combustion
Production
(§98.200)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emission 
calculations is required. Replace missing data on the consumption of cover 
gases by multiplying magnesium production during the missing data period 
by the average cover gas usage rate from the most recent period when 
operating conditions were similar to those for the period for which the data 
are missing.  Calculate the usage rate for each cover gas using equation T‐5.

All flowmeters, scales, and load cells used to measure quantities that are to be reported 
under this subpart shall be calibrated using suitable NIST‐traceable standards and 
suitable methods published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, 
ASHRAE, or others).  Alternatively, calibration procedures specified by the flowmeter, 
scale, or load cell manufacturer may be used.  Calibration shall be performed prior to the 
first reporting year.  After the initial calibration, recalibration shall be performed at least 
annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer, whichever is more 
frequent. 
Option 2: 
(1) Track the identities and masses of containers leaving and entering storage with check‐
out and check‐in sheets and procedures.  The masses of cylinders returning to storage 
shall be measured immediately before the cylinders are put back into storage.
(2) Ensure that all the quantities required by equations T‐3 and T‐4 of this subpart have 
been measured using scales or load cells with an accuracy of one percent of full scale or 
better, accounting for the tare weights of the containers.  
You may accept gas masses or weights provided by the gas supplier 
(e.g., for the contents of cylinders containing new gas or for the heels remaining 
in cylinders returned to the gas supplier); however, you remain responsible for the 
accuracy of these masses or weights under this subpart. 

U—Misc. Uses  Production
of Carbonate (§ 
98.210)

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.  A re‐test must be performed if the data from any 
measurements are determined to be invalid.

None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
associated performance specifications apply. 

V—Nitric Acid  Stationary 
Production 
combustion
Production
(§98.220)

See requirements for stationary combustion

W—Oil & 
Natural Gas 
Systems 
(§98.230)

Stationary 
combustion
Process facilities

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.

All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any associated 
performance specifications apply.  The report must include:
(1) Analysis of samples, determination of emissions, and raw data;
(2) All information and data used to derive the emissions factor; and   
(3) The production rate during the test and how it was determined. 

See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.  If data are lost or an error occurs during annual 
emissions measurements, you must repeat the  measurement activity for 
those sources until a valid measurement is obtained.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-29

None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
associated performance specifications apply. 

March 2009

Subpart
X—Petrochemi
cal Production 
(§98.240)

Source Category
Stationary 
combustion
Onsite 
wastewater 
treatment
Production

Y—Petroleum  Stationary 
combustion
Refineries 
Non‐merchant 
(§98.250)
hydrogen 
production
Onsite landfills
Onsite 
wastewater 
treatment
Production

Z—Phosphoric  Stationary 
Acid 
combustion
Production
Production 
(§98.260)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

See requirements for onsite wastewater treatment

(a) For missing feedstock flow rates, product flow rates, and carbon contents,  CEMS: see requirements of subpart C
use the same procedures as for missing flow rates and carbon contents for  Mass balance: document procedures used to ensure the accuracy of the measurements 
fuels as specified in §98.35.
of the feedstock and product flows including, but not limited to, calibration of all 
(b) For missing CO2 concentration, stack gas flow rate, and moisture content  weighing equipment and other measurement devices. The estimated accuracy of 
for CEMS on any process vent stack, follow the applicable procedures 
measurements made with these devices shall be recorded, and the technical basis for 
these estimates shall be recorded.  All feedstock and product flow meters must be 
specified in §98.35.
calibrated prior to the first reporting year, using any applicable method incorporated by 
reference in §98.7(b)(1) through (6), (c)(1), (f)(3)(i) through (ii), or (g)(1).  You should use 
the flow meter accuracy test procedures in appendix D to part 75 of this chapter.  
Alternatively, calibration procedures specified by the equipment manufacturer may be 
used.  Flow meters and gas composition monitors shall be recalibrated annually or at the 
frequency specified by another applicable rule or the manufacturer, whichever is more 
frequent.
See requirements for stationary combustion
See requirements for hydrogen production

See requirements for landfills
See requirements for onsite wastewater treatment

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
(a) For each missing value of the heat content, carbon content, or molecular 
weight of the fuel, the substitute data value shall be the arithmetic average 
of the quality‐assured values of that parameter immediately preceding and 
immediately following the missing data incident.  If, for a particular 
parameter, no quality‐assured data are available prior to the missing data 
incident, the substitute data value shall be the first quality‐assured value 
obtained after the missing data period.
(b) For missing oil and gas flow rates, use the standard missing data 
procedures in section 2.4.2 of appendix D to part 75 of this chapter.
(c) For missing CO2, CO, or O2, CH4, and N2O concentrations, stack gas flow 
rate, and stack gas moisture content values, use the applicable initial missing 
data procedures in §98.35 of subpart C.
See requirements for stationary combustion

All fuel flow meters, gas composition monitors, and/or heating value monitors that are 
used to provide data for the GHG emissions calculations shall be calibrated prior to the 
first reporting year, using a suitable method published by a consensus standards 
organization (e.g., ASTM, ASME, API, AGA, etc.).  Alternatively, calibration procedures 
specified by the flow meter manufacturer may be used.  Fuel flow meters, gas 
composition monitors, and heating value monitors shall be recalibrated either annually or 
at the minimum frequency specified by the manufacturer.  Document the procedures 
used to ensure the accuracy of the estimates of fuel usage, gas composition, and/or 
heating value including, but not limited to, calibration of weighing equipment, fuel flow 
meters, and other measurement devices. The estimated accuracy of measurements made 
with these devices shall also be recorded, and the technical basis for these estimates shall 
be provided.  All CO2 CEMS and flow rate monitors used for direct measurement of GHG 
emissions must comply with the QA procedures in §98.34(e).  

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.  A re‐test must be performed if the data from the 
measurement are determined to be unacceptable.

None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
associated performance specifications apply. 

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-30

March 2009

Subpart
AA—Pulp and 
Paper 
Manufacturing 
(§98.270)

Source Category
Stationary 
combustion
Production

BB—Silicon 
Carbide 
Production 
(§98.280)

Stationary 
combustion
Production

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
(a) There are no missing data procedures for measurements of heat content 
and carbon content of spent pulping liquor.  A re‐test must be performed if 
the data from any monthly measurements are determined to be invalid. 
(b) For missing spent pulping liquor flow rates, use the lesser value of either 
the maximum fuel flow rate for the combustion unit, or the maximum flow 
rate that the fuel flow meter can measure.
(c) For the use of makeup chemicals (carbonates), the substitute data value 
shall be the best available estimate of makeup chemical consumption, based 
on available data (e.g., past accounting records, production rates).  The 
owner or operator shall document and keep records of the procedures used 
for all such estimates.
See requirements for stationary combustion

Each facility must keep records that include a detailed explanation of how company 
records of measurements are used to estimate GHG emissions. The owner or operator 
must also document the procedures used to ensure the accuracy of the measurements of 
fuel and makeup chemical usage, including, but not limited to calibration of weighing 
equipment, fuel flow meters, and other measurement devices.  The estimated accuracy 
of measurements made with these devices must be recorded and the technical basis for 
these estimates must be provided.  The procedures used to convert spent liquor flow 
rates to units of mass (i.e., spent liquor solids firing rates) also must be documented. 
Records must be made available upon request for verification of the calculations and 
measurements.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
associated performance specifications apply. 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
calculations is required.  There are no missing value provisions for the carbon  associated performance specifications apply. 
content factor or coke consumption. A re‐test must be performed if the data 
from the quarterly carbon content measurements are determined to be 
unacceptable or not representative of typical operations.

CC—Soda Ash  Fuel combustion  See requirements for stationary combustion
Manufacturing  at each kiln and 
from each 
(§98.290)
stationary 
combustion unit
For each soda ash  A re‐test must be performed if the data from the daily carbon content 
measurements are determined to be unacceptable.
manufacturing 
line

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-31

Document the procedures used to ensure the accuracy of the monthly measurements of 
trona consumed soda ash production. A complete record of all measured parameters 
used in the GHG emissions calculations is required. All QA/QC procedures specified in the 
reference test methods and any associated performance specifications apply. 

March 2009

Subpart
DD—Sulfur 
Hexafluoride 
(SF6) from 
Electrical 
Equipment 
(§98.300)

Source Category
Electric power 
system

EE—Titanium  Stationary 
Dioxide 
combustion
Production
Production 
(§98.310)

Procedures for Estimating Missing Data
QA/QC 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
(a) QA/QC methods for reviewing completeness and accuracy of reporting: (1) Review 
calculations is required.  Replace missing data, if needed, based on data from  inputs to mass balance equation to ensure inputs and outputs to company’s system are 
equipment with a similar nameplate capacity for SF6 and PFC, and from 
all included. (2) Do not enter negative inputs and confirm that negative emissions are not 
similar equipment repair, replacement, and maintenance operations.
calculated. However, decrease in SF6 inventory and nameplate capacity may be 
calculated as negative numbers. (3) Ensure that beginning‐of‐year inventory matches end‐
of‐year inventory from the previous year. (4) Ensure that in addition to SF6 purchased 
from bulk gas distributors, SF6 purchased from Original Equipment Manufacturers (OEM) 
and SF6 returned to the facility from off‐site recycling are also accounted for among the 
total additions.
(b) Ensure the following QA/QC methods are employed throughout the year: (1) Ensure 
that cylinders returned to the gas supplier are consistently weighed on a scale that is 
certified to be accurate and precise to within 1% of the true weight and is periodically 
recalibrated per the manufacturer’s specifications. 
Either measure residual gas (the amount of gas remaining in returned cylinders) or 
have the gas supplier measure it. If the gas supplier weighs the residual gas, obtain 
from the gas supplier a detailed monthly accounting, within 1%, of residual gas 
amounts in the cylinders returned to the gas supplier. (2) Ensure that procedures 
are in place and followed to track and weigh all cylinders as they are leaving and 
entering storage. Cylinders shall be weighed on a scale that is certified to be 
accurate to within 1% of the true weight and the scale shall be recalibrated at least 
annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer, whichever is 
more frequent. All scales used to measure quantities that are to be reported under 
§98.306 shall be calibrated using suitable NIST‐traceable standards and suitable 
methods published by a consensus standards organization (e.g., ISWM, ISDA, 
NCWM, or others).  Alternatively, calibration procedures specified by the scale 
manufacturer may be used. Calibration shall be performed prior to the first 
reporting year. (3) Ensure all substations have provided information to the manager 
compiling the emissions report (if it is not already handled through an electronic 
inventory system).
See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-32

Document the procedures used to ensure the accuracy of monthly calcined petroleum 
coke consumption.

March 2009

Subpart
FF—Undergrou
nd Coal Mines 
(§98.320)

Source Category
Stationary 
combustion
Production

GG—Zinc 
Production 
(§98.330)

Stationary 
combustion
Production

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
For each missing value of CH4 concentration, flow rate, temperature, and 
pressure for ventilation and degassification systems, the substitute data 
value shall be the arithmetic average of the quality‐assured values of that 
parameter immediately preceding and immediately following the missing 
data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐assured data are 
available prior to the missing data incident, the substitute data value shall be 
the first quality‐assured value obtained after the missing data period.

All fuel flow meters and gas composition monitors shall be calibrated prior to the first 
reporting year, using a suitable method published by a consensus standards organization 
(e.g., ASTM, ASME, API, AGA, MSHA, or others). Alternatively, calibration procedures 
specified by the flow meter manufacturer may be used.  Fuel flow meters, and gas 
composition monitors shall be recalibrated either annually or at the minimum frequency 
specified by the manufacturer or other applicable standards.  All temperature and 
pressure monitors must be calibrated using the procedures and frequencies specified by 
the manufacturer.
Document the procedures used to ensure the accuracy of gas flow rate, gas composition, 
temperature, and pressure measurements. Procedures include calibration fuel flow 
meters, and other measurement devices. The estimated accuracy of measurements and 
the technical basis for the estimated accuracy shall be recorded.

See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
None specified.  All QA/QC procedures specified in the reference test methods and any 
calculations is required.
associated performance specifications apply. 
(a) For each missing value of the carbon content the substitute data value 
shall be the arithmetic average of the quality‐assured values of that 
parameter immediately preceding and immediately following the missing 
data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐assured data are 
available prior to the missing data incident, the substitute data value shall be 
the first quality‐assured value obtained after the missing data period; and 
(b)  For missing records of the mass of carbon‐containing input material 
consumption, the substitute data value shall be the best available estimate of 
the mass of the input material.  The owner or operator shall document and 
keep records of the procedures used for all such estimates.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-33

March 2009

Subpart
Source Category
HH—Landfills  Stationary 
(§98.340)
combustion
Production (As 
required by 
related source 
methodology)

II—Wastewater Stationary 
combustion
(§98.350)
Production (As 
required by 
related source 
methodology)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

All fuel flow meters and gas composition monitors shall be calibrated prior to the first 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
reporting year, using ASTM D1945‐03 (Reapproved 2006), Standard Test Method for 
(1) For each missing value of the CH4 content, the substitute data value shall  Analysis of natural Gas by Gas Chromatography; ASTM D1946‐90 (Reapproved 2006), 
be the arithmetic average of the quality‐assured values of that parameter 
Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography; ASTM D4891‐89 
immediately preceding and immediately following the missing data incident.   (Reapproved 2006, Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas 
If, for a particular parameter, no quality‐assured data are available prior to  Range by Stoichiometric Combustion; or UOP539‐97 Refinery Gas Analysis by Gas 
the missing data incident, the substitute data value shall be the first quality‐ Chromatrography (incorporated by reference, see §98.7).
assured value obtained after the missing data period.
Alternatively, calibration procedures specified by the flow meter manufacturer may be 
(2) For missing gas flow rates, the substitute data value shall be the 
used.  Fuel flow meters, and gas composition monitors shall be recalibrated either 
arithmetic average of the quality‐assured values of that parameter 
annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer.   All temperature 
immediately preceding and immediately following the missing data incident.   and pressure monitors must be calibrated using the procedures and frequencies specified 
If, for a particular parameter, no quality‐assured data are available prior to  by the manufacturer. Document the procedures used to ensure the accuracy of the 
the missing data incident, the substitute data value shall be the first quality‐ estimates of disposal quantities 
assured value obtained after the missing data period.
and, if applicable, gas flow rate, gas composition, temperature, and pressure 
(3) For missing daily waste disposal data for disposal in reporting years, the  measurements. These procedures include, but are not limited to, 
substitute value shall be the average daily waste disposal 
calibration of weighing equipment, fuel flow meters, and other measurement devices. 
quantity for that day of the week as measured on the week before 
The estimated accuracy of measurements made with these devices shall 
and week after the missing daily data.
also be recorded, and the technical basis for these estimates shall be provided.

See requirements for stationary combustion
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
(1) For each missing monthly value of COD or wastewater flow treated, the 
substitute data value shall be the arithmetic average of the quality‐assured 
values of those parameters for the weeks immediately preceding and 
immediately following the missing data incident. For each missing value of 
the CH4 content or gas flow rates, the substitute data value shall be the 
arithmetic average of the quality‐assured values of that parameter 
immediately preceding and immediately following the missing data incident. 
(2) If, for a particular parameter, no quality‐assured data are available prior 
to the missing data incident, the substitute data value shall be the first 
quality‐assured value obtained after the missing data period.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-34

All flow meters must be calibrated using the procedures and frequencies specified by the 
device manufacturer.  All gas flow meters and gas composition monitors shall be 
calibrated prior to the first reporting year, using a suitable method published by a 
consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, API, AGA, or others). Alternatively, 
calibration procedures specified by the flow meter manufacturer may be used. Gas flow 
meters and gas composition monitors shall be recalibrated either annually or at the 
minimum frequency specified by the manufacturer.  All temperature and pressure 
monitors must be calibrated using the procedures and frequencies specified by the device
manufacturer. Document the procedures used to ensure the accuracy of gas flow rate, 
gas composition, temperature, and pressure measurements. These procedures include, 
but are not limited to, calibration fuel flow meters and other measurement devices. The 
estimated accuracy of measurements made with these devices shall also be recorded, 
and the technical basis for these estimates shall be provided.

March 2009

Subpart
JJ—Manure 
Management 
(§98.360)

Source Category
Stationary 
combustion
Production (As 
required by 
related source 
methodology)

KK—Suppliers  All facilities
of Coal 
(§98.370)

LL—Suppliers  All facilities
of Coal‐based 
Liquid Fuels 
(§98.380)

Procedures for Estimating Missing Data
See requirements for stationary combustion

QA/QC 

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
calculations is required.
For missing gas flow rates, volatile solids, or nitrogen or methane content 
data, the substitute data value shall be the arithmetic average of the quality‐
assured values of that parameter immediately preceding and immediately 
following the missing data incident.  If, for a particular parameter, no quality‐
assured data are available prior to the missing data incident, the substitute 
data value shall be the first quality‐assured value obtained after the missing 
data period.

All temperature and pressure monitors must be calibrated using the procedures and 
frequencies specified by the manufacturer. All gas flow meters and gas composition 
monitors shall be calibrated prior to the first reporting year, using a suitable method 
published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, API, AGA, or others). 
Alternatively, calibration procedures specified by the flow meter manufacturer may be 
used. Gas flow meters and gas composition monitors shall be recalibrated either annually 
or at the minimum frequency specified by the manufacturer.
If applicable, document the procedures used to ensure the accuracy of gas flow rate, gas 
composition, temperature, and pressure measurements. These procedures include, but 
are not limited to, calibration of fuel flow meters and other measurement devices. The 
estimated accuracy of measurements made with these devices shall also be recorded, 
and the technical basis for these estimates shall be provided.

A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
Each owner or operator using mechanical coal sampling systems shall perform quality 
assurance and quality control according to ASTM D4702‐07 and ASTM D6518‐07.
calculations is required.
(b) Whenever a quality‐assured value for coal production during any time 
period is unavailable, you must use the average of the parameter values 
recorded immediately before and after the missing data period in the 
calculations.  
(c) Facilities using Calculation Method 1 of this section shall develop the 
statistical relationship between GCV and carbon content according to 
§98.274(e), and use this statistical relationship to estimate daily carbon 
content for any day for which measured carbon content is not available.  
(d) Facilities, importers and exporters using Calculation Method 2 or 3 shall 
estimate the missing GCV values based on a weighted average value for the 
previous seven days.  
(e) Estimates of missing data shall be documented and records maintained 
showing the calculations.
(a) A complete record of all measured parameters used in the reporting of  All flow meters and product monitors shall be calibrated prior to the first reporting year, 
fuel volumes and the calculations of CO2 mass emissions is required.
using a suitable method published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, 
(b) For coal‐to‐liquids facilities, the last quality assured reading shall be used.   ASME, API, NAESB, or others). Alternatively, calibration procedures specified by the flow 
If substantial variation in the flow rate is observed or if a quality assured 
meter manufacturer may be used. Fuel flow meters shall be recalibrated either annually 
measurement of quantity is unavailable for any other reason, the average of  or at the minimum frequency specified by the manufacturer.
the last and the next quality assured reading shall be used to calculate a 
Reporters shall take the following steps to ensure the quality and accuracy of the data 
substitute measurement of quantity.
reported under these rules:  
(c) Calculation of substitute data shall be documented and records 
(1) for all volumes of coal‐based liquid fuels, reporters shall maintain meter and such 
maintained showing the calculations.
other records as are normally maintained in the course of business to document fuel 
flows;
(2) for all estimates of CO2 mass emissions, reporters shall maintain calculations and 
worksheets used to calculate the emissions.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-35

March 2009

Subpart
Source Category
MM—Suppliers  All facilities
of Petroleum 
Products 
(§98.390)

Procedures for Estimating Missing Data
QA/QC 
Whenever a metered or quality‐assured value of the quantity of petroleum  All flow meters and tank gauges shall be calibrated prior to use for reporting, using a 
products, natural gas liquids, biomass, or feedstocks during any period is 
suitable method published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, API, 
unavailable, a substitute data value for the missing quantity measurement  or NAESB).  Alternatively, calibration procedures specified by the flow meter 
shall be used in the calculations contained in §98.393.
manufacturer may be used.  Product flow meters and tank gauges shall be recalibrated 
(a) For marine‐imported and exported refined and semi‐refined products, the  either annually or at the minimum frequency specified by the manufacturer, whichever is 
reporting party shall attempt to reconcile any differences between ship and  more frequent.
shore volume readings. If the reporting party is unable to reconcile the 
readings, the higher of the two values shall be used for emission calculation 
purposes.
(b) For pipeline imported and exported refined and semi‐refined products, 
the last valid volume reading based on the company’s established procedures 
for purposes of product tracking and billing shall be used. If the pipeline 
experiences substantial variations in flow rate, the average of the last valid 
volume reading and the next valid volume reading shall be used for emission 
calculation purposes.
(c) For petroleum refineries, the last valid volume reading based on the 
facility’s established procedures for purposes of product tracking
 and billing shall be used. If substantial variation in the flow rate is 
observed, the average of the last and the next valid volume reading 
shall be used for emission calculation purposes.

NN—Suppliers  All facilities
of Natural Gas 
and Natural 
Gas Liquids 
(§98.400)

(a) A complete record of all measured parameters used in the reporting of  All flow meters and product or fuel composition monitors shall be calibrated prior to the 
fuel volumes and in the calculations of CO2 mass emissions is required.
first reporting year, using a suitable method published by the American Gas Association 
Gas Measurement Committee reports on flow metering and heating value calculations 
(b) For NGLs, natural gas processing plants shall substitute meter records 
and the Gas Processors Association standards on measurement and heating value. 
provided by pipeline(s) for all pipeline receipts of NGLs; by manifests for 
deliveries made to trucks or rail cars; or metered quantities accepted by the  Alternatively, calibration procedures specified by the flow meter manufacturer may be 
entities purchasing the output from the processing plant whether by pipeline  used. Fuel flow meters shall be recalibrated either annually or at the minimum frequency 
or by truck or rail car.  In cases where the metered data from the receiving  specified by the manufacturer.
pipeline(s) or purchasing entities are not available, substitute estimates 
based on contract quantities required to be delivered under purchase or 
delivery contracts with other parties.  
(c) Natural gas local distribution companies may substitute the metered 
quantities from the delivering pipelines for all deliveries into the distribution 
system. In cases where the pipeline metered delivery data are not available, 
substitute their pipeline nominations and scheduled quantities for the period 
when metered values of actual deliveries are not available.
(d) Estimates of missing data shall be documented and records 
maintained showing the calculations of the values used for the 
missing data.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-36

March 2009

Subpart
Source Category
OO—Suppliers  All facilities
of Industrial 
Greenhouse 
Gases 
(§98.410)

Procedures for Estimating Missing Data
QA/QC 
A complete record of all measured parameters used in the GHG emissions 
Facilities that destroy fluorinated GHGs shall account for any temporary reductions in the 
calculations is required.
destruction efficiency that result from any startups, shutdowns, or malfunctions of the 
(1) For each missing value of the mass produced, fed into the production 
destruction device, including departures from the operating conditions defined in state or 
process (for used material being reclaimed), fed into transformation 
local permitting requirements and/or oxidizer manufacturer specifications. All 
processes, fed into destruction devices, sent to another facility for 
flowmeters, weigh scales, and combinations of volumetric and density measurements 
that are used to measure or calculate quantities that are to be reported under this 
transformation, or sent to another facility for destruction, the substitute 
subpart shall be calibrated using suitable NIST‐traceable standards and suitable methods 
value of that parameter shall be a secondary mass measurement.
published by a consensus standards organization (e.g., ASTM, ASME, ASHRAE, or others).  
(2) For each missing value of fluorinated GHG concentration, except the 
annual destruction device outlet concentration measurement specified in 
Alternatively, calibration procedures specified by the flowmeter, scale, or load cell 
§98.414(h), the substitute data value shall be the arithmetic average of the  manufacturer may be used.  Calibration shall be performed prior to the first reporting 
year.  After the initial calibration, recalibration shall be performed at least annually or at 
quality‐assured values of that parameter immediately preceding and 
the minimum frequency specified by the manufacturer, whichever is more frequent. All 
immediately following the missing data incident.  If, for a particular 
parameter, no quality‐assured data are available prior to the missing data 
gas chromatographs that are used to measure or calculate quantities that are to be report
incident, the substitute data value shall be the first quality‐assured value 
shall be calibrated at least monthly through analysis of certified standards
obtained after the missing data period.  There are no missing value 
 with known concentrations of the same chemical(s) in the same range(s)
allowances for the annual destruction device outlet concentration measureme (fractions by mass) as the process samples.  Calibration gases prepared
 from a high‐concentration certified standard using a gas dilution system 
(3) Notwithstanding paragraphs (1) and (2), if the owner or 
that meets the requirements specified in Test Method 205, 40 CFR Part 51,
operator has reason to believe that the methods specified in 
paragraphs (1) and (2) are likely to significantly under‐ or 
 Appendix M may also be used.
overestimate the value of the parameter during the period when 
data were missing, the designated representative shall develop his or her best
parameter, documenting the methods used, the rationale behind 
them, and the reasons why the methods specified in (1) and (2) 
would probably lead to a significant under‐ or overestimate of the 
parameter.  EPA may reject the alternative estimate and replace 
it with an estimate based on the applicable method in paragraph 
(1) or (2) if EPA does not agree with the rationale or method for 
the alternative estimate.

PP—Suppliers  All facilities
of Carbon 
Dioxide 
(§98.420)

(a) Missing quarterly monitoring data on mass flow of CO2 streams captured,  (a) Mass flow meter calibrations must be NIST traceable.           
extracted, imported, or exported shall be substituted with the greater of the  (b)  Methods to measure the composition of the carbon dioxide captured, extracted, 
following values:
transferred, imported, or exported must conform to applicable chemical analytical 
(1) Quarterly CO2 mass flow of gas transferred off site measured during the  standards.  Acceptable methods include U.S. Food and Drug Administration food‐grade 
specifications for carbon dioxide (see 21 CFR 184.1250) and ASTM standard E‐1745‐95 
current reporting year; or 
(2) Quarterly or annual average values of the monitored CO2 mass flow from  (2005).
the past calendar year.
(b) Missing monitoring data on the mass flow of the CO2 stream transferred 
off site shall be substituted with the quarterly or annual average values from 
off site transfers from the past calendar year. 
(c) Missing data on composition of the CO2 stream captured,  extracted, 
transferred, imported, or exported may be substituted for with quarterly or 
annual average values from the past calendar year.

Draft Final ICR for the Proposed GHG Reporting Rule –
DO NOT CITE, QUOTE, OR DISTRIBUTE

Page B-37

March 2009