RICHTLINIE (EU) 2018/2001 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR)

Artikel 1 Gegenstand

Artikel 1

Gegenstand

Mit dieser Richtlinie wird ein gemeinsamer Rahmen für die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen vorgeschrieben. In ihr wird ein verbindliches Unionsziel für den Gesamtanteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch der Union für 2030 festgelegt. Gleichzeitig werden Regeln für die finanzielle Förderung von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen und die Eigenversorgung mit solcher Elektrizität, für die Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen im Wärme- und Kältesektor und im Verkehrssektor, für die regionale Zusammenarbeit zwischen Mitgliedstaaten sowie zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern, für Herkunftsnachweise, administrative Verfahren sowie Informationen und Ausbildung aufgestellt. Ferner werden Kriterien für die Nachhaltigkeit und für Treibhausgaseinsparungen für Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe vorgeschrieben.

Artikel 2 Begriffsbestimmungen

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Für die Zwecke dieser Richtlinie gelten die relevanten Begriffsbestimmungen der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 1 ).

Im Sinne dieser Richtlinie bezeichnet der Ausdruck

▼M2

1.

„Energie aus erneuerbaren Quellen“ oder „erneuerbare Energie“ Energie aus erneuerbaren, nichtfossilen Energiequellen, das heißt Wind, Sonne (Solarthermie und Fotovoltaik) und geothermische Energie, Salzgradient-Energie, Umgebungsenergie, Gezeiten-, Wellen- und sonstige Meeresenergie, Wasserkraft, Energie aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Biogas;

1a.

„Rundholz in Industriequalität“ Sägerundholz, Furnierrundholz, rundes oder gespaltenes Faserholz sowie alles andere für industrielle Zwecke geeignete Rundholz, ausgenommen Rundholz, das sich aufgrund seiner Merkmale wie Art, Abmessungen, Geradheit und Astlochdichte nicht für die Verwendung in der Industrie eignet, was von den Mitgliedstaaten unter Berücksichtigung relevanten Wald- und Marktbedingungen festzulegen und ordnungsgemäß zu begründen ist;

▼B

2.

„Umgebungsenergie“ natürlich vorkommende thermische Energie und in der Umwelt innerhalb eines begrenzten Gebiets angesammelte Energie, die in der Umgebungsluft, mit Ausnahme von Abluft, oder in Oberflächengewässern oder Abwässern gespeichert sein kann;

3.

„geothermische Energie“ Energie, die in Form von Wärme unter der festen Erdoberfläche gespeichert ist;

▼M2

4.

„Bruttoendenergieverbrauch“ Energieprodukte, die der Industrie, dem Verkehr, Haushalten, dem Dienstleistungssektor einschließlich dem Bereich öffentliche Dienstleistungen sowie der Land-, Forst- und Fischereiwirtschaft zu energetischen Zwecken geliefert werden, den durch die Energiewirtschaft für die Elektrizitäts- und Wärmeerzeugung entstehenden Elektrizitäts- und Wärmeverbrauch und die bei der Verteilung und Übertragung auftretenden Elektrizitäts- und Wärmeverluste;

▼B

5.

„Förderregelung“ ein Instrument, eine Regelung oder einen Mechanismus, das bzw. die bzw. der von einem Mitgliedstaat oder einer Gruppe von Mitgliedstaaten angewendet wird und die Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen dadurch fördert, dass die Kosten dieser Energie gesenkt werden, ihr Verkaufspreis erhöht wird oder ihre Absatzmenge durch eine Verpflichtung zur Nutzung erneuerbarer Energie oder auf andere Weise gesteigert wird; dazu zählen unter anderem Investitionsbeihilfen, Steuerbefreiungen oder -erleichterungen, Steuererstattungen, Förderregelungen, die zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen verpflichten, einschließlich solcher, bei denen grüne Zertifikate verwendet werden, sowie direkte Preisstützungssysteme einschließlich Einspeisetarifen und der Zahlung einer gleitenden oder festen Prämie;

6.

„Verpflichtung zur Nutzung erneuerbarer Energie“ eine Förderregelung, durch die Energieproduzenten dazu verpflichtet werden, ihre Produktion zu einem bestimmten Anteil durch Energie aus erneuerbaren Quellen zu decken, durch die Energieversorger dazu verpflichtet werden, ihre Versorgung zu einem bestimmten Anteil durch Energie aus erneuerbaren Quellen zu decken, oder durch die Energieverbraucher dazu verpflichtet werden, ihren Verbrauch zu einem bestimmten Anteil durch Energie aus erneuerbaren Quellen zu decken; dazu zählen auch Regelungen, bei denen derartige Verpflichtungen durch Verwendung grüner Zertifikate erfüllt werden können;

7.

„Finanzinstrument“ ein Finanzinstrument im Sinne von Artikel 2 Nummer 29 der Verordnung (EU, Euratom) 2018/1046 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 2 );

8.

„KMU“ Kleinstunternehmen sowie kleine und mittlere Unternehmen gemäß Artikel 2 des Anhangs der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission ( 3 );

9.

„Abwärme und -kälte“ unvermeidbare Wärme oder Kälte, die als Nebenprodukt in einer Industrieanlage, in einer Stromerzeugungsanlage oder im tertiären Sektor anfällt und die ungenutzt in Luft oder Wasser abgeleitet werden würde, wo kein Zugang zu einem Fernwärmesystem oder einem Fernkältesystem besteht, in dem ein Kraft-Wärme-Kopplungsprozess genutzt wird, genutzt werden wird oder in dem Kraft-Wärme-Kopplung nicht möglich ist;

▼M2

9a.

„Beschleunigungsgebiet für erneuerbare Energie“ einen bestimmten Standort oder ein bestimmtes Gebiet an Land, auf See oder in Binnengewässern, der bzw. das von einem Mitgliedstaat als für die Errichtung von Anlagen zur Erzeugung Energie aus erneuerbaren Quellen besonders geeignet ausgewiesen wurde;

9b.

„Solarenergieanlagen“ Anlagen zur Umwandlung von Sonnenenergie in thermische oder elektrische Energie, insbesondere Solarthermie- und Fotovoltaikanlagen;

▼B

10.

„Repowering“ die Modernisierung von Kraftwerken, die erneuerbare Energie produzieren, einschließlich des vollständigen oder teilweisen Austauschs von Anlagen oder Betriebssystemen und -geräten zum Austausch von Kapazität oder zur Steigerung der Effizienz oder der Kapazität der Anlage;

11.

„Verteilernetzbetreiber“ eine natürliche oder juristische Person im Sinne des Artikels 2 Nummer 6 der Richtlinie 2009/72/EG und des Artikels 2 Nummer 6 der Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 4 );

12.

„Herkunftsnachweis“ ein elektronisches Dokument, das ausschließlich als Nachweis gegenüber einem Endkunden dafür dient, dass ein bestimmter Anteil oder eine bestimmte Menge an Energie aus erneuerbaren Quellen produziert wurde;

13.

„Restenergiemix“ den jährlichen Gesamtenergiemix eines Mitgliedstaats unter Ausschluss des durch entwertete Herkunftsnachweise abgedeckten Anteils;

14.

„Eigenversorger im Bereich erneuerbare Elektrizität“ einen Endkunden, der an Ort und Stelle innerhalb definierter Grenzen oder, sofern die Mitgliedstaaten das gestatten, an einem anderen Ort für seine Eigenversorgung erneuerbare Elektrizität erzeugt und eigenerzeugte erneuerbare Elektrizität speichern oder verkaufen darf, sofern es sich bei diesen Tätigkeiten — im Falle gewerblicher Eigenversorger im Bereich erneuerbare Elektrizität — nicht um die gewerbliche oder berufliche Haupttätigkeit handelt;

▼M2

14a.

„Gebotszone“ eine Gebotszone im Sinne des Artikels 2 Nummer 65 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 5 );

14b.

„innovative Technologie im Bereich erneuerbare Energie“ eine Technologie zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen, durch die auf mindestens eine Weise eine vergleichbare, auf dem neuesten Stand der Technik befindliche Technologie im Bereich erneuerbare Energie verbessert wird oder die eine nicht vollständig kommerzialisierte und eindeutig mit einem Risiko verbundene Technologie im Bereich erneuerbare Energie nutzbar macht;

14c.

„intelligentes Messsystem“ ein intelligentes Messsystem im Sinne des Artikels 2 Nummer 23 der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 6 );

14d.

„Ladepunkt“ einen Ladepunkt im Sinne des Artikels 2 Nummer 48 der Verordnung (EU) 2023/1804 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 7 );

14e.

„Marktteilnehmer“ einen Marktteilnehmer im Sinne des Artikels 2 Nummer 25 der Verordnung (EU) 2019/943;

14f.

„Elektrizitätsmarkt“ Elektrizitätsmärkte im Sinne des Artikels 2 Nummer 9 der Richtlinie (EU) 2019/944;

14g.

„Batterie für die Wohnumgebung“ einen eigenständigen Akkumulator mit einer Nennkapazität von mehr als 2 kWh, der sich für die Installation und Verwendung in der Wohnumgebung eignet;

14h.

„Traktionsbatterie“ eine Traktionsbatterie im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Nummer 14 der Verordnung (EU) 2023/1542 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 8 );

14i.

„Industriebatterie“ eine Industriebatterie im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Nummer 13 der Verordnung (EU) 2023/1542;

14j.

„Alterungszustand“ den Alterungszustand im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Nummer 28 der Verordnung (EU) 2023/1542;

14k.

„Ladezustand“ den Ladezustand im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Nummer 27 der Verordnung (EU) 2023/1542;

14l.

„Leistungseinstellung“ die im Managementsystem der Batterie gespeicherten dynamischen Informationen, die die elektrischen Leistungseinstellungen vorgeben, mit denen die Batterie während eines Lade- oder Entladevorgangs optimalerweise betrieben werden sollte, um ihren Alterungszustand und die Nutzung im Betrieb zu optimieren;

14m.

„intelligentes Laden“ einen Ladevorgang, bei dem die Intensität des an die Batterie gelieferten Stroms auf der Grundlage elektronisch übermittelter Informationen dynamisch angepasst wird;

14n.

„Regulierungsbehörde“ eine Regulierungsbehörde im Sinne des Artikels 2 Nummer 2 der Verordnung (EU) 2019/943;

14o.

„bidirektionales Laden“ einen bidirektionalen Ladevorgang im Sinne des Artikels 2 Nummer 11 der Verordnung (EU) 2023/1804;

14p.

„Normalladepunkt“ einen Normalladepunkt im Sinne des Artikels 2 Nummer 37 der Verordnung (EU) 2023/1804 des Europäischen Parlaments und des Rates;

14q.

„Vertrag über den Bezug von erneuerbarer Energie“ einen Vertrag, mit dem sich eine natürliche oder juristische Person bereit erklärt, erneuerbare Energie unmittelbar von einem Produzenten zu beziehen, was unter anderem Verträge über den Bezug von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen und Verträge über den Bezug von Wärme und Kälte aus erneuerbaren Quellen umfasst;

▼B

15.

„gemeinsam handelnde Eigenversorger im Bereich erneuerbare Elektrizität“ eine Gruppe von zumindest zwei gemeinsam handelnden Eigenversorgern im Bereich erneuerbare Elektrizität im Sinne der Nummer 14, die sich in demselben Gebäude oder Mehrfamilienhaus befinden;

16.

„Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft“ eine Rechtsperson,

a)

die, im Einklang mit den geltenden nationalen Rechtsvorschriften, auf offener und freiwilliger Beteiligung basiert, unabhängig ist und unter der wirksamen Kontrolle von Anteilseignern oder Mitgliedern steht, die in der Nähe der Projekte im Bereich erneuerbare Energie, deren Eigentümer und Betreiber diese Rechtsperson ist, angesiedelt sind,

b)

deren Anteilseigner oder Mitglieder natürliche Personen, lokale Behörden einschließlich Gemeinden, oder KMU sind,

c)

deren Ziel vorrangig nicht im finanziellen Gewinn, sondern darin besteht, ihren Mitgliedern oder Anteilseignern oder den Gebieten vor Ort, in denen sie tätig ist, ökologische, wirtschaftliche oder sozialgemeinschaftliche Vorteile zu bringen;

17.

„Vertrag über den Bezug von erneuerbarem Strom“ einen Vertrag, bei dem sich eine natürliche oder juristische Person bereit erklärt, unmittelbar von einem Elektrizitätsproduzenten erneuerbare Elektrizität zu beziehen;

18.

„Peer-to-Peer-Geschäft“ im Bereich erneuerbare Energie den Verkauf erneuerbarer Energie zwischen Marktteilnehmern auf Grundlage eines Vertrags mit vorab festgelegten Bedingungen für die automatische Abwicklung und Abrechnung der Transaktion, die entweder direkt zwischen den Beteiligten oder auf indirektem Wege über einen zertifizierten dritten Marktteilnehmer, beispielsweise einen Aggregator, erfolgt. Die Rechte und Pflichten der als Endkunden, Produzenten, Versorger oder Aggregatoren beteiligten Parteien bleiben vom Recht auf Peer-to-Peer-Geschäfte unberührt;

▼M2

18a.

„Industrie“ Unternehmen und Produkte, die unter die Abschnitte B, C und F und unter Abschnitt J, Abteilung 63, der Statistischen Systematik der Wirtschaftszweige (NACE Rev. 2) gemäß der Verordnung (EG) Nr. 1893/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 9 ) fallen;

18b.

„nichtenergetischer Zweck“ die Nutzung von Brennstoffen als Rohstoffe in einem Industrieverfahren anstelle der Nutzung für die Energieerzeugung;

▼B

19.

„Fernwärme“ oder „Fernkälte“ die Verteilung thermischer Energie in Form von Dampf, heißem Wasser oder kalten Flüssigkeiten von zentralen oder dezentralen Produktionsquellen über ein Netz an mehrere Gebäude oder Anlagen zur Nutzung von Raum- oder Prozesswärme oder -kälte;

20.

„effiziente Fernwärme- und Fernkälteversorgung“ effiziente Fernwärme- und Fernkälteversorgung im Sinne von Artikel 2 Nummer 41 der Richtlinie 2012/27/EU;

21.

„hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung“ hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung im Sinne von Artikel 2 der Richtlinie 2012/27/EU;

22.

„Ausweis über die Gesamtenergieeffizienz“ einen Ausweis über die Gesamtenergieeffizienz im Sinne von Artikel 2 Nummer 12 der Richtlinie 2010/31/EU;

▼M2

22a.

„erneuerbare Kraftstoffe“ oder „erneuerbare Brennstoffe“ Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe, Biomasse-Brennstoffe und erneuerbare Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs;

22b.

„Energieeffizienz an erster Stelle“ den Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ gemäß Artikel 2 Nummer 18 der Verordnung (EU) 2018/1999;

▼B

23.

„Abfall“ Abfall im Sinne des Artikels 3 Nummer 1 der Richtlinie 2008/98/EG, mit Ausnahme von Stoffen, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen;

24.

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

25.

„landwirtschaftliche Biomasse“ Biomasse aus der Landwirtschaft;

26.

„fortwirtschaftliche Biomasse“ Biomasse aus der Forstwirtschaft;

27.

„Biomasse-Brennstoffe“ gasförmige und feste Kraft- und Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden;

28.

„Biogas“ gasförmige Kraft- und Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden;

29.

„Bioabfall“ Bioabfall im Sinne des Artikels 3 Nummer 4 der Richtlinie 2008/98/EG;

30.

„Gewinnungsgebiet“ das geografisch definierte Gebiet, in dem die forstwirtschaftlichen Biomasse-Rohstoffe gewonnen werden, zu dem zuverlässige und unabhängige Informationen verfügbar sind und in dem die Bedingungen homogen genug sind, um das Risiko in Bezug auf die Nachhaltigkeit und Rechtmäßigkeit der forstwirtschaftlichen Biomasse zu bewerten;

31.

„Walderneuerung“ die Wiederaufforstung eines Waldbestands mithilfe natürlicher oder künstlicher Mittel nach der Entnahme des früheren Bestands durch Fällung oder aufgrund natürlicher Ursachen, einschließlich Feuer oder Sturm;

32.

„flüssige Biobrennstoffe“ flüssige Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden und für den Einsatz zu energetischen Zwecken, mit Ausnahme des Transports, einschließlich Elektrizität, Wärme und Kälte, bestimmt sind;

33.

„Biokraftstoffe“ flüssige Kraftstoffe für den Verkehr, die aus Biomasse hergestellt werden;

34.

„fortschrittliche Biokraftstoffe“ Biokraftstoffe, die aus in Anhang IX Teil A aufgeführten Rohstoffen hergestellt werden;

35.

„wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe“ flüssige und gasförmige Kraftstoffe, die aus flüssigen oder festen Abfallströmen nicht erneuerbaren Ursprungs, die für eine stoffliche Verwertung gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2008/98/EG nicht geeignet sind, hergestellt werden, sowie aus Gas aus der Abfallverarbeitung und Abgas nicht erneuerbaren Ursprungs, die zwangsläufig und unbeabsichtigt infolge der Produktionsprozesse in Industrieanlagen entstehen;

▼M2

36.

„erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ flüssige oder gasförmige Kraftstoffe, deren Energiegehalt aus erneuerbaren Energiequellen mit Ausnahme von Biomasse stammt;

▼B

37.

„Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, bei denen ein geringes Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht“ Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt wurden, bei denen die Verdrängungseffekte von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierten Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen durch verbesserte Landbewirtschaftungsmethoden sowie den Anbau von Kulturpflanzen auf zuvor nicht für den Anbau genutzten Flächen vermieden werden, und die in Einklang mit den in Artikel 29 aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe hergestellt wurden;

38.

„Kraftstoffanbieter“ eine Rechtsperson, die für die Abgabe von Kraftstoff an einer Verbrauchsteuerstelle zuständig ist oder, im Fall von Elektrizität, oder in dem Fall, dass keine Verbrauchsteuer anfällt, oder in anderen hinreichend begründeten Fällen, jede andere von einem Mitgliedstaat benannte Rechtsperson;

39.

„Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt“ Pflanzen, unter die überwiegend Getreide, ungeachtet dessen, ob nur die Körner oder, wie bei Grünmais, die gesamte Pflanze verwendet wird, Knollen- und Wurzelfrüchte, wie Kartoffeln, Topinambur, Süßkartoffeln, Maniok und Yamswurzeln, sowie Knollenfrüchte, wie Taro und Cocoyam, fallen;

40.

„Nahrungs- und Futtermittelpflanzen“ Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt, Zuckerpflanzen oder Ölpflanzen, die als Hauptkulturen auf landwirtschaftlichen Flächen produziert werden, ausgenommen Reststoffe, Abfälle und lignozellulosehaltiges Material, und Zwischenfrüchte wie Zweitfrüchte und Deckpflanzen, es sei denn, die Verwendung solcher Zwischenfrüchte führt zu einer zusätzlichen Nachfrage nach Land;

41.

„lignozellulosehaltiges Material“ Material, das aus Lignin, Zellulose und Hemizellulose besteht, wie Biomasse aus Wäldern, holzartige Energiepflanzen sowie Reststoffe und Abfälle aus der forstbasierten Wirtschaft;

42.

„zellulosehaltiges Non-Food-Material“ Rohstoffe, die überwiegend aus Zellulose und Hemizellulose bestehen und einen niedrigeren Lignin-Gehalt als lignozellulosehaltiges Material haben; es umfasst Reststoffe von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen wie Stroh, Spelzen, Hülsen und Schalen, grasartige Energiepflanzen mit niedrigem Stärkegehalt wie Weidelgras, Rutenhirse, Miscanthus, und Pfahlrohr, Zwischenfrüchte vor und nach Hauptkulturen, Untersaaten, industrielle Reststoffe, einschließlich Nahrungs- und Futtermittelpflanzen nach Extraktion von Pflanzenölen, Zucker, Stärken und Protein, sowie Material aus Bioabfall; als Untersaaten und Deckpflanzen werden vorübergehend angebaute Weiden mit Gras-Klee-Mischungen mit einem niedrigen Stärkegehalt bezeichnet, die zur Fütterung von Vieh sowie dazu dienen, die Bodenfruchtbarkeit im Interesse höherer Ernteerträge bei den Ackerhauptkulturen zu verbessern;

43.

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

44.

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

▼M2

44a.

„Plantagenwald“ einen Plantagenwald im Sinne des Artikels 2 Nummer 11 der Verordnung (EU) 2023/1115 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 10 );

44b.

„Salzgradient-Energie“ Energie, die durch den Unterschied im Salzgehalt zwischen zwei Flüssigkeiten, beispielsweise Süßwasser und Salzwasser, erzeugt wird;

44c.

„Systemeffizienz“ die Auswahl energieeffizienter Lösungen, die auch einen kosteneffizienten Fahrplan zur Dekarbonisierung, zusätzliche Flexibilität und die effiziente Nutzung von Ressourcen ermöglichen;

44d.

„Energiespeicher am selben Standort“ eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind;

44e.

„mit Solarstrom betriebenes Elektrofahrzeug“ ein Kraftfahrzeug, das mit einem Antriebsstrang, der ausschließlich nichtperiphere elektrische Motoren als Energiewandler enthält, mit einem elektrisch aufladbaren Energiespeichersystem, das extern aufgeladen werden kann, und mit integrierten Fotovoltaikmodulen ausgestattet ist;

▼B

45.

„tatsächlicher Wert“ die Treibhausgaseinsparungen bei einigen oder allen Schritten eines speziellen Produktionsverfahrens für Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, berechnet anhand der Methode in Anhang V Teil C oder Anhang VI Teil B;

46.

„typischer Wert“ den Schätzwert der Treibhausgasemissionen und der entsprechenden Treibhausgaseinsparungen bei einem bestimmten Produktionsweg für Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, der für den Verbrauch in der Union repräsentativ ist;

47.

„Standardwert“ den von einem typischen Wert durch Anwendung vorab festgelegter Faktoren abgeleiteten Wert, der unter in dieser Richtlinie festgelegten Bedingungen anstelle eines tatsächlichen Werts verwendet werden kann.

Artikel 3 Verbindliches Gesamtziel der Union für 2030

Artikel 4 Förderregelungen für Energie aus erneuerbaren Quellen

Artikel 5 Öffnung der Förderregelungen für Elektrizität aus erneuerbaren Quellen

Artikel 6 Stabilität der finanziellen Förderung

Artikel 7 Berechnung des Anteils von Energie aus erneuerbaren Quellen

Artikel 8 Plattform der Union für die verstärkte Nutzung erneuerbarer Energie und statistische Transfers zwischen Mitgliedstaaten

Artikel 9 Gemeinsame Projekte zwischen Mitgliedstaaten

Artikel 10 Wirkungen gemeinsamer Projekte zwischen Mitgliedstaaten

Artikel 11 Gemeinsame Projekte von Mitgliedstaaten und Drittländern

Artikel 12 Wirkung gemeinsamer Projekte zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern

Artikel 13 Gemeinsame Förderregelungen

Artikel 14 Kapazitätserhöhungen

Artikel 14

Kapazitätserhöhungen

Für die Zwecke des Artikels 9 Absatz 2 und des Artikels 11 Absatz 2 Buchstabe b werden Einheiten von Energie aus erneuerbaren Quellen, die auf die Erhöhung der Kapazität einer Anlage zurückzuführen sind, so behandelt, als seien sie in einer eigenständigen Anlage produziert worden, die zum Zeitpunkt der Kapazitätserhöhung in Betrieb genommen wurde.

Artikel 15 Verwaltungsverfahren, Rechtsvorschriften und Regelwerke

Artikel 15a Einbeziehung von Energie aus erneuerbaren Quellen in Gebäuden

Artikel 15b Erfassung der Gebiete, die für die nationalen Beiträge zum Gesamtziel der Union für Energie aus erneuerbaren Quellen für 2030 notwendig sind

Artikel 15c Beschleunigungsgebiete für erneuerbare Energie

Artikel 15d Beteiligung der Öffentlichkeit

Artikel 15e Gebiete für Netz- und Speicherinfrastruktur, die für die Integration von erneuerbarer Energie in das Stromsystem erforderlich ist

Artikel 16 Organisation und wichtigste Grundsätze des Genehmigungsverfahrens

Artikel 16a Genehmigungsverfahren für Projekte in Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Energie

Artikel 16b Genehmigungsverfahren für Projekte außerhalb von Beschleunigungsgebieten für erneuerbare Energie

Artikel 16c Beschleunigung des Genehmigungsverfahrens für das Repowering

Artikel 16d Genehmigungsverfahren für die Installation von Solarenergieanlagen

Artikel 16e Genehmigungsverfahren für die Installation von Wärmepumpen

Artikel 16f Überragendes öffentliches Interesse

Artikel 16f

Überragendes öffentliches Interesse

Die Mitgliedstaaten stellen bis spätestens 21. Februar 2024 sicher, dass bis zum Erreichen der Klimaneutralität im Genehmigungsverfahren, bei der Planung, beim Bau und beim Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, bei dem Anschluss solcher Anlagen an das Netz, dem betreffenden Netz selbst sowie bei Speicheranlagen davon ausgegangen wird, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit dienen, wenn für die Zwecke des Artikels 6 Absatz 4 und des Artikels 16 Absatz 1 Buchstabe c der Richtlinie 92/43/EWG, des Artikels 4 Absatz 7 der Richtlinie 2000/60/EG und des Artikels 9 Absatz 1 Buchstabe a der Richtlinie 2009/147/EG im Einzelfall rechtliche Interessen abgewogen werden. Die Mitgliedstaaten können in hinreichend begründeten Einzelfällen die Anwendung dieses Artikels im Einklang mit den Prioritäten ihrer gemäß den Artikeln 3 und 14 der Verordnung (EU) 2018/1999 vorgelegten integrierten nationalen Energie- und Klimapläne auf bestimmte Teile ihres Hoheitsgebiets sowie auf bestimmte Arten von Technologie oder Projekten mit bestimmten technischen Eigenschaften beschränken. Die Mitgliedstaaten unterrichten die Kommission über diese angewandten Beschränkungen, wobei auch die Gründe für diese Beschränkungen anzugeben sind.

Artikel 17 Verfahren der einfachen Mitteilung für den Netzzugang

Artikel 18 Information und Ausbildung

Artikel 19 Herkunftsnachweise für Energie aus erneuerbaren Quellen

Artikel 20 Netzzugang und -betrieb

Artikel 20a Unterstützung der Systemintegration von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen

Artikel 21 Eigenversorger im Bereich erneuerbare Elektrizität

Artikel 22 Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften

Artikel 22a Einbeziehung von Energie aus erneuerbaren Quellen in der Industrie

Artikel 22b Bedingungen für die Verringerung des Ziels für die Verwendung erneuerbarer Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs in der Industrie

Artikel 23 Einbeziehung erneuerbarer Energie im Bereich Wärme- und Kälte

Artikel 24 Fernwärme und -kälte

Artikel 25 Erhöhung der erneuerbaren Energie und Verringerung der Treibhausgasintensität im Verkehr

Artikel 26 Besondere Kriterien für aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierte Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe

Artikel 27 Berechnungsregeln für den Verkehr und im Hinblick auf erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, unabhängig von ihrem Endverbrauch

Artikel 28 Andere Bestimmungen für erneuerbare Energie im Verkehrssektor

Artikel 29 Nachhaltigkeitskriterien und Kriterien für Treibhausgaseinsparungen für Biokraftstoffe, flüssige Brennstoffe und Biomasse-Brennstoffe

Artikel 29a Kriterien für Treibhausgasemissionseinsparungen durch erneuerbare Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs und wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe

Artikel 30 Überprüfung der Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien und der Kriterien für Treibhausgaseinsparungen

Artikel 31 Berechnung des Beitrags von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen zum Treibhauseffekt

Artikel 31a Unionsdatenbank

Artikel 32 Durchführungsrechtsakte

Artikel 32

Durchführungsrechtsakte

Die in Artikel 29 Absatz 3 Unterabsatz 2 und Absatz 8, Artikel 30 Absatz 5 Unterabsatz 1, Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 2, Artikel 30 Absatz 8 Unterabsatz 1, Artikel 31 Absatz 4 Unterabsatz 1 sowie Artikel 31 Absatz 6 dieser Richtlinie genannten Durchführungsmaßnahmen berücksichtigen vollständig die Zwecke der Bestimmungen über Treibhausgaseinsparungen nach Artikel 7a der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 28 ).

Artikel 33 Überwachung durch die Kommission

Artikel 34 Ausschussverfahren

Artikel 35 Ausübung der Befugnisübertragung

Artikel 36 Umsetzung

Artikel 37 Aufhebung

Artikel 37

Aufhebung

Die Richtlinie 2009/28/EG in der Fassung der in Anhang X Teil A aufgeführten Richtlinien wird unbeschadet der Verpflichtungen der Mitgliedstaaten hinsichtlich der in Anhang X Teil B genannten Fristen für die Umsetzung der dort genannten Richtlinien in innerstaatliches Recht und unbeschadet der im Jahr 2020 für die Mitgliedstaaten geltenden Verpflichtungen gemäß Artikel 3 Absatz 1 und Anhang I Teil A der Richtlinie 2009/28/EG mit Wirkung vom 1. Juli 2021 aufgehoben.

Bezugnahmen auf die aufgehobene Richtlinie gelten als Bezugnahmen auf die vorliegende Richtlinie und sind nach Maßgabe der Entsprechungstabelle in Anhang XI zu lesen.

Artikel 38 Inkrafttreten

Artikel 38

Inkrafttreten

Diese Richtlinie tritt am dritten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.

Artikel 39 Adressaten

Artikel 39

Adressaten

Diese Richtlinie ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.

ANHANG I

NATIONALE GESAMTZIELE FÜR DEN ANTEIL VON ENERGIE AUS ERNEUERBAREN QUELLEN AM BRUTTOENDENERGIEVERBRAUCH IM JAHR 2020 ( 31 )

A. Nationale Gesamtziele

	Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch im Jahr 2005 (S2005)	Zielwert für den Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch im Jahr 2020 (S2020)
Belgien	2,2 %	13 %
Bulgarien	9,4 %	16 %
Tschechische Republik	6,1 %	13 %
Dänemark	17,0 %	30 %
Deutschland	5,8 %	18 %
Estland	18,0 %	25 %
Irland	3,1 %	16 %
Griechenland	6,9 %	18 %
Spanien	8,7 %	20 %
Frankreich	10,3 %	23 %
Kroatien	12,6 %	20 %
Italien	5,2 %	17 %
Zypern	2,9 %	13 %
Lettland	32,6 %	40 %
Litauen	15,0 %	23 %
Luxemburg	0,9 %	11 %
Ungarn	4,3 %	13 %
Malta	0,0 %	10 %
Niederlande	2,4 %	14 %
Österreich	23,3 %	34 %
Polen	7,2 %	15 %
Portugal	20,5 %	31 %
Rumänien	17,8 %	24 %
Slowenien	16,0 %	25 %
Slowakische Republik	6,7 %	14 %
Finnland	28,5 %	38 %
Schweden	39,8 %	49 %
▼M2 —————

ANHANG IA NATIONALER ANTEIL VON ENERGIE AUS ERNEUERBAREN QUELLEN AM BRUTTOENDENERGIEVERBRAUCH IM WÄRME- UND KÄLTESEKTOR 2020-2030

ANHANG IA

NATIONALER ANTEIL VON ENERGIE AUS ERNEUERBAREN QUELLEN AM BRUTTOENDENERGIEVERBRAUCH IM WÄRME- UND KÄLTESEKTOR 2020-2030

	Zusätzliche Aufstockung gemäß Art. 23 Abs. 1 (in Prozentpunkten) für den Zeitraum 2021-2025 (*1)	Zusätzliche Aufstockung gemäß Art. 23 Abs. 1 (in Prozentpunkten) für den Zeitraum 2026-2030 (*2)	Resultierender Anteil einschließlich Aufstockungen ohne Abwärme und -kälte (in Prozentpunkten)
Belgien	1,0	0,7	1,8
Bulgarien	0,7	0,4	1,5
Tschechien	0,8	0,5	1,6
Dänemark	1,2	1,1	1,6
Deutschland	1,0	0,7	1,8
Estland	1,3	1,2	1,7
Irland	2,3	2,0	3,1
Griechenland	1,3	1,0	2,1
Spanien	0,9	0,6	1,7
Frankreich	1,3	1,0	2,1
Kroatien	0,8	0,5	1,6
Italien	1,1	0,8	1,9
Zypern	0,8	0,5	1,6
Lettland	0,7	0,6	1,1
Litauen	1,7	1,6	2,1
Luxemburg	2,3	2,0	3,1
Ungarn	0,9	0,6	1,7
Malta	0,8	0,5	1,6
Niederlande	1,1	0,8	1,9
Österreich	1,0	0,7	1,8
Polen	0,8	0,5	1,6
Portugal	0,7	0,4	1,5
Rumänien	0,8	0,5	1,6
Slowenien	0,8	0,5	1,6
Slowakei	0,8	0,5	1,6
Finnland	0,6	0,5	1,0
Schweden	0,7	0,7	0,7
(1) Flexibilitätsregelung gemäß Artikel 23 Absatz 2 Buchstaben b und c, falls sie bei der Berechnung der Aufstockung und des daraus resultierenden Anteils berücksichtigt wurden. (2) Flexibilitätsregelung gemäß Artikel 23 Absatz 2 Buchstaben b und c, falls sie bei der Berechnung der Aufstockung und des daraus resultierenden Anteils berücksichtigt wurden.

ANHANG II

NORMALISIERUNGSREGEL FÜR DIE BERÜCKSICHTIGUNG VON ELEKTRIZITÄT AUS WASSERKRAFT UND WINDKRAFT

Für die Berücksichtigung der in einem bestimmten Mitgliedstaat aus Wasserkraft erzeugten Elektrizität gilt folgende Normalisierungsregel:

►C1 ◄ Dabei sind:

N	=	Bezugsjahr
QN(norm)	=	normalisierte Menge der von sämtlichen Wasserkraftwerken des Mitgliedstaats im Jahr N erzeugten Elektrizität, zum Zweck der Berücksichtigung
Qi	=	im Jahr i von sämtlichen Wasserkraftwerken des Mitgliedstaats tatsächlich erzeugte Elektrizitätsmenge in GWh unter Ausschluss der Elektrizitätsproduktion durch Pumpspeicherkraftwerke, bei der zuvor hochgepumptes Wasser genutzt wird
Ci	=	installierte Gesamtkapazität nach Abzug der Pumpspeicherung sämtlicher Wasserkraftwerke des Mitgliedstaats am Ende des Jahres i in MW

Die in einem gegebenen Mitgliedstaat aus Onshore-Windkraft gewonnene Elektrizität wird wie folgt berechnet:

►C1 ◄ Dabei sind:

N	=	Bezugsjahr
QN(norm)	=	normalisierte Menge der von sämtlichen Onshore-Windkraftwerken des Mitgliedstaats im Jahr N erzeugten Elektrizität zum Zweck der Berücksichtigung
Qi	=	im Jahr i von sämtlichen Onshore-Windkraftwerken des Mitgliedstaats tatsächlich erzeugte Elektrizitätsmenge in GWh
Cj	=	installierte Gesamtkapazität sämtlicher Onshore-Windkraftwerke des Mitgliedstaats am Ende des Jahres j in MW
n	=	4 bzw. Anzahl der Jahre vor dem Jahr N, für welche im betreffenden Mitgliedstaat Daten über die Produktionskapazität und -mengen verfügbar sind, je nachdem, welche Zahl niedriger ist

Die in einem gegebenen Mitgliedstaat aus Offshore-Windkraft gewonnene Elektrizität wird wie folgt berechnet:

►C1 ◄ Dabei sind:

N	=	Bezugsjahr
QN(norm)	=	normalisierte Menge der von sämtlichen Offshore-Windkraftwerken des Mitgliedstaats im Jahr N erzeugten Elektrizität zum Zweck der Berücksichtigung
Qi	=	im Jahr i von sämtlichen Offshore-Windkraftwerken des Mitgliedstaats tatsächlich erzeugte Elektrizitätsmenge in GWh
Cj	=	installierte Gesamtkapazität sämtlicher Offshore-Windkraftwerke des Mitgliedstaats am Ende des Jahres j in MW
n	=	4 bzw. Anzahl der Jahre vor dem Jahr N, für welche im betreffenden Mitgliedstaat Daten über die Produktionskapazität und -mengen verfügbar sind, je nachdem, welche Zahl niedriger ist

ANHANG III ENERGIEGEHALT VON BRENNSTOFFEN

ANHANG III

ENERGIEGEHALT VON BRENNSTOFFEN

Brennstoff	Gewichtsspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg)	Volumenspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/l)
AUS BIOMASSE UND/ODER DURCH BIOMASSEVERARBEITUNG HERGESTELLTE BRENNSTOFFE
Biopropan	46	24
Reines Pflanzenöl (durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes Öl, roh oder raffiniert, jedoch chemisch unverändert)	37	34
Biodiesel — Fettsäuremethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Methylester)	37	33
Biodiesel — Fettsäureethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Ethylester)	38	34
Biogas, das durch Reinigung Erdgasqualität erreichen kann	50	—
Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz	44	34
Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz	45	30
Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Flugturbinenkraftstoffersatz	44	34
Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Flüssiggasersatz	46	24
(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz	43	36
(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz	44	32
(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Flugturbinenkraftstoffersatz	43	33
(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Flüssiggasersatz	46	23
ERNEUERBARE BRENNSTOFFE, DIE AUS VERSCHIEDENEN ERNEUERBAREN QUELLEN PRODUZIERT WERDEN KÖNNEN, DARUNTER AUCH BIOMASSE
Methanol aus erneuerbaren Quellen	20	16
Ethanol aus erneuerbaren Quellen	27	21
Propanol aus erneuerbaren Quellen	31	25
Butanol aus erneuerbaren Quellen	33	27
Fischer-Tropsch-Diesel (synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz)	44	34
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff (aus Biomasse produzierter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz)	44	33
Fischer-Tropsch-Flugturbinenkraftstoff (aus Biomasse produzierter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Flugturbinenkraftstoffersatz)	44	33
Fischer-Tropsch-Flüssiggas (aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Flüssiggasersatz)	46	24
DME (Dimethylether)	28	19
Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen	120	—
ETBE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Ethyl-Tertiär-Butylether)	36 (davon 33 % aus erneuerbaren Quellen)	27 (davon 33 % aus erneuerbaren Quellen)
MTBE (auf der Grundlage von Methanol produzierter Methyl-Tertiär-Butylether)	35 (davon 22 % aus erneuerbaren Quellen)	26 (davon 22 % aus erneuerbaren Quellen)
TAEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether)	38 (davon 29 % aus erneuerbaren Quellen)	29 (davon 29 % aus erneuerbaren Quellen)
TAME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Amyl-Methyl-Ether)	36 (davon 18 % aus erneuerbaren Quellen)	28 (davon 18 % aus erneuerbaren Quellen)
THxEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär-Hexyl-Ethyl-Ether)	38 (davon 25 % aus erneuerbaren Quellen)	30 (davon 25 % aus erneuerbaren Quellen)
THxME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Hexyl-Methyl-Ether)	38 (davon 14 % aus erneuerbaren Quellen)	30 (davon 14 % aus erneuerbaren Quellen)
NICHT ERNEUERBARE BRENNSTOFFE
Ottokraftstoff	43	32
Dieselkraftstoff	43	36
Flugturbinenkraftstoff	43	34
Wasserstoff aus nicht erneuerbaren Quellen	120	—

ANHANG IV

▼M2

AUSBILDUNG UND ZERTIFIZIERUNG VON INSTALLATEUREN UND KONSTRUKTEUREN VON ANLAGEN IM BEREICH DER ERNEUERBAREN ENERGIE

Für die in Artikel 18 Absatz 3 genannten Zertifizierungs- oder gleichwertige Qualifizierungssysteme und Ausbildungsprogramme gelten folgende Kriterien:

1.

Das Zertifizierungs- oder gleichwertige Qualifizierungsverfahren muss transparent und von den Mitgliedstaaten oder den von ihnen benannten Verwaltungsstellen klar festgelegt sein.

1a.

Die von den Zertifizierungsstellen erteilten Zertifikate müssen klar festgelegt und für Arbeits- und Fachkräfte, die sich um eine Zertifizierung bemühen, leicht zu ermitteln sein.

1b.

Das Zertifizierungsverfahren muss Installateure befähigen, die erforderlichen theoretischen und praktischen Kenntnisse zu erwerben und die notwendigen Kompetenzen aufzuweisen, um hochwertige, zuverlässig funktionierende Anlagen zu installieren.

2.

Die Zertifizierung von Installateuren von Systemen, die Biomasse, Wärmepumpen, oberflächennahe Geothermie, Photovoltaik- und Solarwärme, einschließlich Energiespeicherung, sowie Ladestationen nutzen, erfolgt mittels eines zugelassenen Ausbildungsprogramms oder durch eine zugelassene Ausbildungseinrichtung bzw. gleichwertige Qualifizierungsverfahren.

3.

Die Zulassung des Ausbildungsprogramms bzw. der Ausbildungseinrichtung wird von den Mitgliedstaaten oder der von ihnen benannten Verwaltungsstelle vorgenommen. Die Zulassungsstelle gewährleistet, dass die von der Ausbildungseinrichtung angebotenen Ausbildungsprogramme, einschließlich Weiterbildungs- und Höherqualifizierungsprogrammen, inklusiv sind und kontinuierlich und regional oder national flächendeckend angeboten werden.

Die Ausbildungseinrichtung muss über angemessene technische Anlagen zur Bereitstellung der praktischen Ausbildung verfügen; dazu gehören ausreichende Laboreinrichtungen oder entsprechende Anlagen für praktische Ausbildungsmaßnahmen.

Neben der Grundausbildung muss die Ausbildungseinrichtung kürzere, in Modulen organisierte Auffrischungs- und Fortbildungskurse anbieten, in denen die Installateure und Konstrukteure neue Kompetenzen erwerben und ihre Kenntnisse in verschiedenen Arten von Technologie sowie bei deren Kombinationen erweitern und diversifizieren können. Die Ausbildungseinrichtung muss dafür sorgen, dass die Ausbildungsinhalte an neue im Wirtschaftszweig Gebäude, in der Industrie und in der Landwirtschaft eingesetzte Technologien im Bereich der erneuerbaren Energie angepasst werden. Die Ausbildungseinrichtungen müssen einschlägige erworbene Kenntnisse anerkennen.

Die Ausbildungsprogramme und -module müssen ein lebenslanges Lernen in Bezug auf Anlagen im Bereich Energie aus erneuerbaren Quellen ermöglichen; sie müssen sowohl für die berufliche Erstausbildung als auch für Erwachsene, die sich um eine Umschulung oder neue Beschäftigung bemühen, geeignet sein.

Bei der Gestaltung der Ausbildungsprogramme ist darauf zu achten, dass sie den Erwerb von Qualifikationen für unterschiedliche Arten von Technologie und unterschiedliche Lösungen unterstützen und eine eingeschränkte Spezialisierung auf eine bestimmte Marke oder Technologie vermieden wird. Ausbildungseinrichtungen können die Hersteller der betreffenden Geräte bzw. Systeme oder auch ein Institut oder Verband sein.

▼B

4.

Die Ausbildung, die zur Zertifizierung oder Qualifizierung als Installateur führt, muss sowohl theoretische als auch praktische Teile enthalten. Nach Abschluss der Ausbildung muss der Installateur in der Lage sein, die betreffenden Geräte und Systeme entsprechend den Kundenanforderungen an deren Leistung und Zuverlässigkeit fachmännisch und unter Einhaltung sämtlicher einschlägigen Vorschriften und Normen, darunter jenen zu Energieverbrauchskennzeichen und Umweltgütezeichen, zu installieren.

▼M2

5.

Der Ausbildungsgang muss mit einer Prüfung abschließen, über die eine Bescheinigung ausgestellt wird oder die zu einer Qualifizierung führt. Im Rahmen der Prüfung ist die Fähigkeit zur erfolgreichen Installation von Biomassekesseln oder -öfen, Wärmepumpen, oberflächennahen Geothermieanlagen, Photovoltaik- oder Solarwärmeanlagen, einschließlich der Energiespeicherung oder Ladestationen, die eine bedarfsgerechte Versorgung ermöglichen, praktisch zu prüfen.

▼B

6.

Die in Artikel 18 Absatz 3 genannten Zertifizierungssysteme bzw. gleichwertigen Qualifizierungssysteme berücksichtigen die folgenden Leitlinien:

a)

Zugelassene Ausbildungsprogramme sollten Installateuren mit praktischer Erfahrung angeboten werden, welche die folgenden Ausbildungen absolviert haben oder durchlaufen:

i)

Installateure von Biomassekesseln und -öfen: Eine Ausbildung zum Klempner, Rohrschlosser, Heizungsinstallateur oder Heizungs- oder Kälte- und Sanitärtechniker ist Voraussetzung;

ii)

Installateure von Wärmepumpen: Eine Ausbildung zum Klempner oder Kältetechniker sowie grundlegende Fertigkeiten auf dem Gebiet der Elektrotechnik und Klempnerei (Schneiden von Rohren, Schweißen und Kleben von Rohrverbindungen, Ummantelung, Abdichtung von Armaturen, Prüfung auf Dichtheit und Installation von Heizungs- oder Kühlanlagen) sind Voraussetzung;

iii)

Installateure von Photovoltaik- und Solarwärmeanlagen: Eine Ausbildung als Klempner oder Elektrotechniker sowie Fertigkeiten auf dem Gebiet der Klempnerei, Elektrotechnik und Dachdeckerei, einschließlich Kenntnisse in den Bereichen Schweißen und Kleben von Rohrverbindungen, Abdichtung von Armaturen und Prüfung auf Dichtheit, sowie die Fähigkeit zur Vornahme von Kabelanschlüssen, Vertrautheit mit den wichtigsten Dachmaterialien sowie Dichtungs- und Dämmmethoden sind Voraussetzung;

iv)

eine Berufsausbildung, die einem Installateur angemessene Fertigkeiten vermittelt, einer dreijährigen Ausbildung in den unter den Buchstaben a, b oder c genannten Berufen entspricht und sowohl theoretische als auch praktische Ausbildungsmaßnahmen umfasst.

b)

Der theoretische Teil der Ausbildung zum Installateur von Biomasseöfen und -kesseln sollte einen Überblick über die Marktsituation von Biomasse geben und sich auf folgende Themen erstrecken: ökologische Aspekte, Brennstoffe aus Biomasse, Logistik, Brandschutz, einschlägige Subventionen, Verbrennungstechniken, Feuerungssysteme, optimale Hydrauliklösungen, Kosten- und Wirtschaftlichkeitsvergleich sowie Bauart, Installation und Instandhaltung von Biomassekesseln und -öfen. Daneben sollte die Ausbildung gute Kenntnisse über etwaige europäische Normen für Biomassetechnologie und Biomassebrennstoffe (z. B. Pellets) sowie einschlägiges nationales Recht und Unionsrecht vermitteln.

c)

▼M2

Der theoretische Teil der Ausbildung zum Installateur von Wärmepumpen sollte einen Überblick über die Marktsituation von Wärmepumpen geben und sich auf folgende Themen erstrecken: geothermische Energiequellen, Bodenquellentemperaturen verschiedener Regionen, Bestimmung von Böden und Gesteinen im Hinblick auf deren Wärmeleitfähigkeit, Vorschriften zur Nutzung geothermischer Energiequellen, Nutzbarkeit von Wärmepumpen in Gebäuden, Ermittlung der jeweils zweckmäßigsten Wärmepumpensysteme und technische Anforderungen derselben, Sicherheit, Luftfilterung, Anschluss an die Wärmequelle und Systemkonzeption sowie die Integration mit Energiespeicherlösungen, auch in Kombination mit Solaranlagen. Daneben sollte die Ausbildung gute Kenntnisse über etwaige europäische Normen für Wärmepumpen sowie einschlägiges nationales Recht und Unionsrecht vermitteln. Der Installateur sollte folgende Kernkompetenzen nachweisen:

▼B

i)

fundamentales Verständnis der physikalischen Grundlagen und der Funktionsweise einer Wärmepumpe sowie der Prinzipien des Wärmepumpenkreislaufs: Zusammenhang zwischen niedrigen Temperaturen des Kondensators, hohen Temperaturen des Verdampfers und der Systemeffizienz, Ermittlung der Leistungszahl und des jahreszeitenbedingten Leistungsfaktors (SPF — „seasonal performance factor“);

ii)

Verständnis der Bauteile — Kompressor, Expansionsventil, Verdampfer, Kondensator, Zubehör, Schmieröl, Kühlmittel, Überhitzung und Unterkühlung sowie Kühlmöglichkeiten mit Wärmepumpen — sowie deren Funktion im Wärmepumpenkreislauf;

▼M2

iii)

Fähigkeit zur Auswahl und Dimensionierung der Bauteile in typischen Fällen, einschließlich der Ermittlung der typischen Wärmelastwerte unterschiedlicher Gebäude und für die Warmwasserbereitung auf Grundlage des Energieverbrauchs, der Ermittlung der Wärmepumpenkapazität anhand der Wärmelast für die Warmwasserbereitung, der Speichermasse des Gebäudes und bei diskontinuierlicher Elektrizitätsversorgung; Ermittlung von Energiespeicherlösungen, u. a. durch den Pufferbehälter und dessen Volumen und die Integration eines zweiten Heizungssystems;

iv)

Verständnis von Machbarkeits- und Auslegungsstudien;

v)

im Fall von Erdwärmepumpen Kenntnisse zu Bohrtätigkeiten.

d)

Der theoretische Teil der Ausbildung zum Installateur von Photovoltaik- und Solarwärmeanlagen sollte einen Überblick über die Marktsituation von Solarenergieanlagen und den Kosten- und Wirtschaftlichkeitsvergleich geben und sich auf folgende Themen erstrecken: ökologische Aspekte, Bauteile, Eigenschaften und Dimensionierung von Solarwärmesystemen, korrekte Auswahl von Systemen und Dimensionierung von Bauteilen, Ermittlung des Wärmebedarfs, Brandschutz, einschlägige Subventionen, Verbrennungstechniken, Optionen für die Integration von Energiespeicherlösungen, Feuerungssysteme, optimale Hydrauliklösungen, Bauart, Installation und Instandhaltung von Photovoltaik- und Solarwärmeanlagen. Daneben sollte die Ausbildung gute Kenntnisse über etwaige europäische Normen für Technologie und die Zertifizierung (z. B. Solar Keymark) sowie einschlägiges nationales Recht und Unionsrecht vermitteln. Der Installateur sollte folgende Kernkompetenzen nachweisen:

▼B

i)

Fähigkeit zum sicheren Arbeiten unter Verwendung der notwendigen Werkzeuge und Geräte und unter Einhaltung von Sicherheitsvorschriften und -normen sowie Fähigkeit zur Ermittlung der mit Solaranlagen verbundenen Risiken im Hinblick auf Heiz- und Sanitäranlagen, Elektrik, und andere Gefahrenquellen,

▼M2

ii)

Fähigkeit zur Bestimmung von Systemen und ihrer für aktive und passive Systeme spezifischen Bauteile (z. B. mechanische Auslegung) sowie zur Bestimmung der Bauteilposition, der Systemkonzeption und -konfiguration und Optionen für die Integration von Energiespeicherlösungen, einschließlich durch eine Kombination mit Ladestationen,

▼B

iii)

Fähigkeit zur Ermittlung der notwendigen Installationsfläche für die Photovoltaik- und Solarwärmeanlage sowie deren Orientierung und Neigung unter Berücksichtigung von Beschattung und Sonnenexposition, struktureller Integrität, Eignung der Anlage für das betreffende Gebäude oder Klima sowie Ermittlung unterschiedlicher Installationsmethoden für verschiedene Dachtypen und Ausgewogenheit der für die Installation nötigen Systemausrüstung und

iv)

für Photovoltaiksysteme insbesondere die Fähigkeit zur Anpassung der elektrotechnischen Auslegung, also z. B. Ermittlung der Nennströme, Auswahl geeigneter Leiter und Nennleistungen für sämtliche Stromkreise, Ermittlung der zweckmäßigen Dimensionierung, Nennleistung und Platzierung von Zubehör und Teilsystemen sowie Wahl eines geeigneten Kopplungspunkts.

e)

Die Zertifizierung als Installateur sollte befristet werden, sodass für eine dauerhafte Zertifizierung die Teilnahme an Auffrischungsseminaren oder -veranstaltungen notwendig ist.

ANHANG V

REGELN FÜR DIE BERECHNUNG DES BEITRAGS VON BIOKRAFTSTOFFEN, FLÜSSIGEN BIOBRENNSTOFFEN UND DES ENTSPRECHENDEN VERGLEICHSWERTS FÜR FOSSILE BRENNSTOFFE ZUM TREIBHAUSEFFEKT

A. TYPISCHE WERTE UND STANDARDWERTE FÜR BIOKRAFTSTOFFE BEI PRODUKTION OHNE NETTO-CO2-EMISSIONEN INFOLGE VON LANDNUTZUNGSÄNDERUNGEN

Produktionsweg des Biokraftstoffs	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	67 %	59 %
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	77 %	73 %
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	73 %	68 %
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	79 %	76 %
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	58 %	47 %
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	71 %	64 %
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	48 %	40 %
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	55 %	48 %
Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	40 %	28 %
Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	69 %	68 %
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	47 %	38 %
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	53 %	46 %
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	37 %	24 %
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))	67 %	67 %
Ethanol aus Zuckerrohr	70 %	70 %
Ethyl-Tertiär-Butylether (ETBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether (TAEE), Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	52 %	47 %
Biodiesel aus Sonnenblumen	57 %	52 %
Biodiesel aus Sojabohnen	55 %	50 %
▼C1
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	33 %	20 %
▼B
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	51 %	45 %
Biodiesel aus Altspeiseöl	88 %	84 %
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (**)	84 %	78 %
Hydriertes Rapsöl	51 %	47 %
Hydriertes Sonnenblumenöl	58 %	54 %
Hydriertes Sojaöl	55 %	51 %
Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)	34 %	22 %
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	53 %	49 %
Hydriertes Altspeiseöl	87 %	83 %
Hydrierte tierische Fette (**)	83 %	77 %
Reines Rapsöl	59 %	57 %
Reines Sonnenblumenöl	65 %	64 %
Reines Sojaöl	63 %	61 %
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	40 %	30 %
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	59 %	57 %
Reines Altspeiseöl	98 %	98 %
() Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird. (*) Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (1) als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.
(1) Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. Oktober 2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1774/2002 (Verordnung über tierische Nebenprodukte) (ABl. L 300 vom 14.11.2009, S. 1).

B. GESCHÄTZTE TYPISCHE WERTE UND STANDARDWERTE FÜR KÜNFTIGE BIOKRAFTSTOFFE, DIE IM JAHR 2016 NICHT ODER NUR IN VERNACHLÄSSIGBAREN MENGEN AUF DEM MARKT WAREN, BEI PRODUKTION OHNE NETTO-CO2-EMISSION INFOLGE VON LANDNUTZUNGSÄNDERUNGEN

Produktionsweg des Biokraftstoffs	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Ethanol aus Weizenstroh	85 %	83 %
▼C1
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	83 %	83 %
▼B
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	82 %	82 %
▼C1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	83 %	83 %
▼B
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	82 %	82 %
▼C1
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	84 %	84 %
▼B
DME aus Kulturholz in Einzelanlage	83 %	83 %
▼C1
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	84 %	84 %
▼B
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	83 %	83 %
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	89 %	89 %
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	89 %	89 %
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	89 %	89 %
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	89 %	89 %
Methyl-Tertiär-Butylether (MTBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

C. METHODE

1. Die Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von Kraftstoffen für den Verkehr, Biokraftstoffen und flüssigen Biobrennstoffen werden wie folgt berechnet:

a)

Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von Biokraftstoffen werden wie folgt berechnet:

E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr,

wobei:

E	=	Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs
eec	=	Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe
el	=	auf das Jahr umgerechnete Emissionen aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen
ep	=	Emissionen bei der Verarbeitung
etd	=	Emissionen bei Transport und Vertrieb
eu	=	Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs
esca	=	Emissionseinsparung durch Akkumulierung von Kohlenstoff im Boden infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken
eccs	=	Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von CO2
eccr	=	Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von CO2

Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt.

b)

Die Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von flüssigen Biobrennstoffen werden wie für Biokraftstoffe (E) berechnet; dabei ist allerdings die Erweiterung, die zur Einbeziehung der Energieumwandlung in produzierte Elektrizität und/oder Wärme bzw. Kälte erforderlich ist, in folgender Form zu berücksichtigen:

i)

Für Energieanlagen, die ausschließlich Wärme erzeugen:

ii)

Bei Energieanlagen, die ausschließlich Elektrizität erzeugen:

wobei:

ECh,el

=

Gesamttreibhausgasemissionen durch das Endenergieprodukt

E

=

Gesamttreibhausgasemissionen des flüssigen Biobrennstoffs vor dessen Endumwandlung

ηel

=

elektrischer Wirkungsgrad, definiert als die jährlich produzierte elektrische Leistung, dividiert durch den jährlich eingesetzten flüssigen Biobrennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

ηh

=

Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährlich erzeugte Nutzwärme, dividiert durch den jährlich eingesetzten flüssigen Biobrennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

iii)

Für Elektrizität oder mechanische Energie aus Energieanlagen, die Nutzwärme zusammen mit Elektrizität und/oder mechanischer Energie erzeugen:

iv)

Für Nutzwärme aus Energieanlagen, die Wärme zusammen mit Elektrizität und/oder mechanischer Energie erzeugen:

Dabei sind:

ECh,el

=

Gesamttreibhausgasemissionen durch das Endenergieprodukt

E

=

Gesamttreibhausgasemissionen des flüssigen Biobrennstoffs vor dessen Endumwandlung

ηel

=

elektrischer Wirkungsgrad, definiert als die jährlich erzeugte elektrische Leistung, dividiert durch den jährlich eingesetzten Brennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

ηh

=

Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährlich produzierte Nutzwärme, dividiert durch den jährlich eingesetzten Brennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

Cel

=

Exergieanteil der Elektrizität und/oder mechanischen Energie, festgesetzt auf 100 % (Cel = 1)

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad (Exergieanteil der Nutzwärme)

Der Carnot'sche Wirkungsgrad (Ch) für Nutzwärme bei unterschiedlichen Temperaturen ist definiert als:

wobei:

Th

=

Temperatur, gemessen als absolute Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Lieferort

T0

=

Umgebungstemperatur, festgelegt auf 273,15 Kelvin (0 °C)

Wenn die überschüssige Wärme zur Beheizung von Gebäuden ausgeführt wird, kann Ch für eine Temperatur unter 150 °C (423,15 Kelvin) alternativ wie folgt definiert werden:

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad für Wärme bei 150 °C (423,15 Kelvin) = 0,3546

Für die Zwecke dieser Berechnung bezeichnet der Begriff

a)

„Kraft-Wärme-Kopplung“ die gleichzeitige Erzeugung thermischer Energie und elektrischer und/oder mechanischer Energie in einem Prozess;

b)

„Nutzwärme“ die in einem KWK-Prozess zur Deckung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme;

c)

„wirtschaftlich vertretbarer Bedarf“ den Bedarf, der die benötigte Wärme- oder Kälteleistung nicht überschreitet und der sonst zu Marktbedingungen gedeckt würde.

2. Die durch Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe verursachten Treibhausgasemissionen werden wie folgt angegeben:

a)

durch Biokraftstoffe verursachte Treibhausgasemissionen (E): gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff);

b)

durch flüssige Biobrennstoffe verursachte Treibhausgasemissionen (EC): gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Endenergieprodukt (Wärme oder Elektrizität)).

Werden Wärme und Kälte gleichzeitig mit Elektrizität erzeugt, werden die Emissionen zwischen Wärme und Elektrizität aufgeteilt (wie unter Nummer 1 Buchstabe b), unabhängig davon, ob die Wärme wirklich für Heizzwecke oder zur Kühlung ( 32 ) genutzt wird.

Werden Treibhausgasemissionen durch die Gewinnung oder den Anbau von Rohstoffen (eec) als Einheit gCO2eq/Tonne Trockenrohstoff angegeben, wird die Umwandlung in gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Brennstoff) wie folgt berechnet ( 33 ):

wobei:

Die Emissionen pro Tonne Trockenrohstoff werden wie folgt berechnet:

3. Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen und flüssigen Biobrennstoffen erzielte Treibhausgaseinsparungen wird wie folgt berechnet:

a)

Treibhausgaseinsparungen durch Nutzung von Biokraftstoffen:

EINSPARUNG = (EF(t) — EB)/EF(t)

wobei:

EB	=	Gesamtemissionen bei der Verwendung des Biokraftstoffs
EF(t)	=	Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor

b)

Treibhausgaseinsparungen durch Nutzung flüssiger Biobrennstoffe zur Erzeugung von Wärme und Kälte sowie Elektrizität:

EINSPARUNG = (ECF(h&c,el,) — ECB(h&c,el)/ECF (h&c,el)

Dabei sind

ECB(h&c,el)

=

Gesamtemissionen durch die Wärme- oder Elektrizitätserzeugung

ECF(h&c,el)

=

Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe für Nutzwärme oder Elektrizität

4. Die für die unter Nummer 1 genannten Zwecke berücksichtigten Treibhausgase sind CO2, N2O und CH4. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden diese Gase wie folgt gewichtet:

CO2	:	1
N2O	:	298
CH4	:	25

5. Die Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe (eec) schließen die Emissionen des Gewinnungs- oder Anbauprozesses selbst, beim Sammeln, Trocknen und Lagern der Rohstoffe, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Produktion der zur Gewinnung oder zum Anbau verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkten ein. Die CO2-Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau landwirtschaftlicher Biomasse Schätzungen aus den regionalen Durchschnittswerten für die Emissionen aus dem Anbau entsprechend den in Artikel 31 Absatz 4 genannten Berichten oder aus den Angaben zu den disaggregierten Standardwerten für Emissionen aus dem Anbau in diesem Anhang abgeleitet werden. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können in Ermangelung einschlägiger Informationen in diesen Berichten die Durchschnittswerte auf der Grundlage von lokalen landwirtschaftlichen Praktiken, beispielsweise anhand von Daten einer Gruppe landwirtschaftlicher Betriebe, berechnet werden.

▼M2

6. Für die Zwecke der in Nummer 1 Buchstabe a genannten Berechnungen werden Treibhausgaseinsparungen infolge besserer Verfahren der landwirtschaftlichen Bewirtschaftung (esca), wie infolge der Umstellung auf eine reduzierte Bodenbearbeitung oder eine Nullbodenbearbeitung, besserer Kulturpflanzen und verbesserter Fruchtfolgen, der Nutzung von Deckpflanzen, einschließlich Bewirtschaftung der Ernterückstände, sowie des Einsatzes natürlicher Bodenverbesserer, wie beispielsweise Kompost und Rückstände der Mist-/Güllevergärung, nur dann berücksichtigt, wenn dies nicht mit dem Risiko negativer Auswirkungen auf die biologische Vielfalt verbunden ist. Zudem sind zuverlässige und überprüfbare Nachweise dafür vorzulegen, dass mehr Kohlenstoff im Boden gebunden wurde oder dass vernünftigerweise davon auszugehen ist, dass dies in dem Zeitraum, in dem die betreffenden Rohstoffe angebaut wurden, der Fall war; dabei ist gleichzeitig jenen Emissionen Rechnung zu tragen, die aufgrund des vermehrten Einsatzes von Dünger und Pflanzenschutzmitteln bei derartigen Praktiken entstehen ( 34 ).

▼B

7. Die auf Jahresbasis umgerechneten Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (el) werden durch gleichmäßige Verteilung der Gesamtemissionen über 20 Jahre berechnet. Diese Emissionen werden wie folgt berechnet:

el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, ( 35 )

wobei:

el	=	auf das Jahr umgerechnete Treibhausgasemissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (gemessen als Masse (Gramm) an CO2-Äquivalent pro Energieeinheit (Megajoule) Biokraftstoff bzw. Flüssig-Biobrennstoff). „Kulturflächen“ (1) und „Dauerkulturen“ (2) sind als eine einzige Landnutzungsart zu betrachten;
CSR	=	der mit der Referenzlandnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Die Referenzlandnutzung ist die Landnutzung im Januar 2008 oder 20 Jahre vor der Gewinnung des Rohstoffes, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist.
CSA	=	der mit der tatsächlichen Landnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Wenn sich der Kohlenstoffbestand über mehr als ein Jahr akkumuliert, gilt als CSA-Wert der geschätzte Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit nach 20 Jahren oder zum Zeitpunkt der Reife der Pflanzen, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist.
P	=	die Pflanzenproduktivität (gemessen als Energie des Biokraftstoffs oder flüssigen Biobrennstoffs pro Flächeneinheit pro Jahr)
eB	=	Bonus von 29 gCO2eq/MJ Biokraftstoff oder flüssiger Biobrennstoff, wenn die Biomasse unter den in Nummer 8 aufgestellten Bedingungen auf wiederhergestellten degradierten Flächen gewonnen wird
(1) Kulturflächen im Sinne der Definition des IPCC. (2) Dauerkulturen sind definiert als mehrjährige Kulturpflanzen, deren Stiel normalerweise nicht jährlich geerntet wird (z. B. Niederwald mit Kurzumtrieb und Ölpalmen).

8. Der Bonus von 29 gCO2eq/MJ wird gewährt, wenn der Nachweis erbracht wird, dass die betreffende Fläche

a)

im Januar 2008 nicht landwirtschaftlich oder zu einem anderen Zweck genutzt wurde; und

b)

aus stark degradierten Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen besteht.

Der Bonus von 29 gCO2eq/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 20 Jahren ab dem Zeitpunkt der Umwandlung der Fläche in eine landwirtschaftliche Nutzfläche, sofern ein kontinuierlicher Anstieg des Kohlenstoffbestands und ein nennenswerter Rückgang der Erosion auf unter Buchstabe b fallenden Flächen gewährleistet werden.

9. „Stark degradierte Flächen“ sind Flächen, die während eines längeren Zeitraums entweder in hohem Maße versalzt wurden oder die einen besonders niedrigen Gehalt an organischen Stoffen aufweisen und stark erodiert sind.

10. Die Kommission überprüft auf der Basis von Band 4 der IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 sowie im Einklang mit der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 und der Verordnung (EU) 2018/841 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 36 ) bis spätestens 31. Dezember 2020 die Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands ( 37 ). Die Leitlinien der Kommission werden Grundlage der Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands für die Zwecke dieser Richtlinie sein.

11. Die Emissionen bei der Verarbeitung (ep) schließen die Emissionen bei der Verarbeitung selbst, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Produktion der zur Verarbeitung verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkte ein, einschließlich der CO2-Emissionen, die dem Kohlenstoffgehalt von fossilen Inputs entsprechen, unabhängig davon, ob sie bei dem Prozess tatsächlich verbrannt werden.

Bei der Berücksichtigung des Verbrauchs an nicht in der Anlage zur Kraftstoffproduktion produzierter Elektrizität wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionsintensität bei der Erzeugung und Verteilung dieser Elektrizität der durchschnittlichen Emissionsintensität bei der Produktion und Verteilung von Elektrizität in einer bestimmten Region entspricht. Abweichend von dieser Regel gilt, dass die Produzenten für die von einer einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlage produzierte Elektrizität einen Durchschnittswert verwenden können, falls diese Anlage nicht an das Elektrizitätsnetz angeschlossen ist.

Die Emissionen bei der Verarbeitung schließen gegebenenfalls Emissionen bei der Trocknung von Zwischenprodukten und -materialien ein.

12. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb (etd) schließen die beim Transport von Rohstoffen und Halbfertigprodukten sowie bei der Lagerung und dem Vertrieb von Fertigprodukten anfallenden Emissionen ein. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb, die unter Nummer 5 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer.

13. Die Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (eu) werden für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe mit null angesetzt.

Die Emissionen von anderen Treibhausgasen als CO2 (N2O und CH4) bei der Nutzung von Biokraftstoffen werden in den eu-Faktor für flüssige Biobrennstoffe einbezogen.

14. Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von CO2 (eccs), die nicht bereits in ep berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Speicherung von emittiertem CO2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Kraftstoff verbunden sind, sofern die Speicherung im Einklang mit der Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 38 ) über die geologische Speicherung von Kohlendioxid erfolgt.

▼M2

15. Die Emissionseinsparung durch CO2-Abscheidung und -ersetzung (eccr) steht in unmittelbarer Verbindung mit der Produktion der Biokraftstoffe oder flüssigen Biobrennstoffe, denen sie zugeordnet wird, und wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und vor dem 1. Januar 2036 bei der Produktion von Handelsprodukten und bei Dienstleistungen anstelle des CO2 fossilen Ursprungs verwendet wird.

▼B

16. Erzeugt eine Kraft-Wärme-Kopplungsanlage, die Wärme und/oder Elektrizität für ein Kraftstoffproduktionsverfahren liefert, für das Emissionen berechnet werden, überschüssige Elektrizität und/oder Nutzwärme, werden die Treibhausgasemissionen entsprechend der Temperatur der Wärme (die deren Nutzen widerspiegelt) auf die Elektrizität und die Nutzwärme aufgeteilt. Der Nutzanteil der Wärme ergibt sich durch Multiplikation ihres Energiegehalts mit dem Carnot'schen Wirkungsgrad Ch, der wie folgt berechnet wird:

wobei:

Th

=

Temperatur, gemessen als absolute Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Lieferort

T0

=

Umgebungstemperatur, festgelegt auf 273,15 Kelvin (0 °C)

Wenn die überschüssige Wärme zur Beheizung von Gebäuden ausgeführt wird, kann Ch für eine Temperatur unter 150 °C (423,15 Kelvin) alternativ wie folgt definiert werden:

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad für Wärme bei 150 °C (423,15 Kelvin) = 0,3546

Für die Zwecke dieser Berechnung ist der tatsächliche Wirkungsgrad zu verwenden, der als jährlich produzierte mechanische Energie, Elektrizität bzw. Wärme dividiert durch die jährlich eingesetzte Energie definiert wird.

Für die Zwecke dieser Berechnung bezeichnet der Begriff

a)

„Kraft-Wärme-Kopplung“ die gleichzeitige Erzeugung thermischer Energie und elektrischer und/oder mechanischer Energie in einem Prozess;

b)

„Nutzwärme“ die in einem KWK-Prozess zur Befriedigung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme;

c)

„wirtschaftlich vertretbarer Bedarf“ den Bedarf, der die benötigte Wärme- oder Kälteleistung nicht überschreitet und der sonst zu Marktbedingungen gedeckt würde.

17. Werden bei einem Kraftstoffproduktionsverfahren neben dem Kraftstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Produkte („Nebenprodukte“) produziert, so werden die anfallenden Treibhausgasemissionen zwischen dem Kraftstoff oder dessen Zwischenprodukt und den Nebenprodukten nach Maßgabe ihres Energiegehalts (der bei anderen Nebenprodukten als Elektrizität und Wärme durch den unteren Heizwert bestimmt wird) aufgeteilt. Die Treibhausgasintensität überschüssiger Nutzwärme und Elektrizität entspricht der Treibhausgasintensität der für ein Kraftstoffherstellungsverfahren gelieferten Wärme oder Elektrizität; sie wird durch Berechnung der Treibhausgasintensität aller Inputs in die Kraft-Wärme-Kopplungs-, konventionelle oder sonstige Anlage, die Wärme oder Elektrizität für ein Kraftstoffproduktionsverfahren liefert, und der Emissionen der betreffenden Anlage, einschließlich der Rohstoffe sowie CH4- und N2O-Emissionen, bestimmt. Im Falle der Kraft-Wärme-Kopplung erfolgt die Berechnung entsprechend Nummer 16.

▼M2

18. Für die Zwecke der Berechnungen nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + esca + diejenigen Bruchteile von ep, etd, eccs und eccr, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenprodukt erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenprodukten zugewiesen, so wird für diese Zwecke anstelle der Gesamtemissionen der Bruchteil dieser Emissionen verwendet, der im letzten Verfahrensschritt dem Zwischenprodukt zugeordnet wird. Im Falle von Biokraftstoffen und flüssigen Biobrennstoffen werden sämtliche Nebenprodukte, die nicht unter Nummer 17 fallen, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt.

Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenprodukten mit negativem Energiegehalt mit null angesetzt.

Grundsätzlich werden die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen und Reststoffen, einschließlich aller in Anhang IX genannten Abfälle und Reststoffe, bis zur Sammlung dieser Materialien mit null angesetzt, unabhängig davon, ob sie vor der Umwandlung ins Endprodukt zu Zwischenprodukten verarbeitet werden.

Bei Biomasse-Brennstoffen, die in anderen Raffinerien als einer Kombination von Verarbeitungsbetrieben mit konventionellen oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die dem Verarbeitungsbetrieb Wärme und/oder Elektrizität liefern, hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.

▼B

19. Bei Biokraftstoffen ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 die fossile Vergleichsgröße EF(t) 94 gCO2eq/MJ.

Bei flüssigen Biobrennstoffen, die zur Elektrizitätsproduktion verwendet werden, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Vergleichswert für fossile Brennstoffe ECF(e) 183 gCO2eq/MJ.

Bei flüssigen Biobrennstoffen, die zur Nutzwärmeproduktion sowie zur Wärme- und/oder Kälteproduktion verwendet werden, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Vergleichswert für fossile Brennstoffe ECF(h&c) 80 gCO2eq/MJ.

D. DISAGGREGIERTE STANDARDWERTE FÜR BIOKRAFTSTOFFE UND FLÜSSIGE BIOBRENNSTOFFE

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs einschließlich N2O-Bodenemissionen

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben	9,6	9,6
Ethanol aus Mais	25,5	25,5
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais	27,0	27,0
Ethanol aus Zuckerrohr	17,1	17,1
ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	32,0	32,0
Biodiesel aus Sonnenblumen	26,1	26,1
Biodiesel aus Sojabohnen	21,2	21,2
▼C1
Biodiesel aus Palmöl	26,0	26,0
▼B
Biodiesel aus Altspeiseöl	0	0
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*1)	0	0
Hydriertes Rapsöl	33,4	33,4
Hydriertes Sonnenblumenöl	26,9	26,9
Hydriertes Sojaöl	22,1	22,1
▼C1
Hydriertes Palmöl	27,3	27,3
▼B
Hydriertes Altspeiseöl	0	0
Hydrierte tierische Fette (*1)	0	0
Reines Rapsöl	33,4	33,4
Reines Sonnenblumenöl	27,2	27,2
Reines Sojaöl	22,2	22,2
Reines Palmöl	27,1	27,1
Reines Altspeiseöl	0	0
(*1) Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec “ — ausschließlich für N2O-Bodenemissionen (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „eec “ für Emissionen aus dem Anbau enthalten) Herstellungsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben	4,9	4,9
Ethanol aus Mais	13,7	13,7
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais	14,1	14,1
Ethanol aus Zuckerrohr	2,1	2,1
ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	17,6	17,6
Biodiesel aus Sonnenblumen	12,2	12,2
Biodiesel aus Sojabohnen	13,4	13,4
Biodiesel aus Palmöl	16,5	16,5
Biodiesel aus Altspeiseöl	0	0
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*1)	0	0
Hydriertes Rapsöl	18,0	18,0
Hydriertes Sonnenblumenöl	12,5	12,5
Hydriertes Sojaöl	13,7	13,7
Hydriertes Palmöl	16,9	16,9
Hydriertes Altspeiseöl	0	0
Hydrierte tierische Fette (*1)	0	0
Reines Rapsöl	17,6	17,6
Reines Sonnenblumenöl	12,2	12,2
Reines Sojaöl	13,4	13,4
Reines Palmöl	16,5	16,5
Reines Altspeiseöl	0	0
(*1) Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung: „ep “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	18,8	26,3
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	9,7	13,6
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	13,2	18,5
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	7,6	10,6
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	27,4	38,3
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	15,7	22,0
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	20,8	29,1
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	14,8	20,8
Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	28,6	40,1
Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,8	2,6
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	21,0	29,3
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	15,1	21,1
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	30,3	42,5
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,5	2,2
Ethanol aus Zuckerrohr	1,3	1,8
ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	11,7	16,3
Biodiesel aus Sonnenblumen	11,8	16,5
Biodiesel aus Sojabohnen	12,1	16,9
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	30,4	42,6
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	13,2	18,5
Biodiesel aus Altspeiseöl	9,3	13,0
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)	13,6	19,1
Hydriertes Rapsöl	10,7	15,0
Hydriertes Sonnenblumenöl	10,5	14,7
Hydriertes Sojaöl	10,9	15,2
Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)	27,8	38,9
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	9,7	13,6
Hydriertes Altspeiseöl	10,2	14,3
Hydrierte tierische Fette (*2)	14,5	20,3
Reines Rapsöl	3,7	5,2
Reines Sonnenblumenöl	3,8	5,4
Reines Sojaöl	4,2	5,9
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	22,6	31,7
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	4,7	6,5
Reines Altspeiseöl	0,6	0,8
(1) Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird. (2) Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt

Disaggregierte Standardwerte ausschließlich für die Ölgewinnung (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „ep “ für Emissionen aus der Verarbeitung enthalten)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Biodiesel aus Raps	3,0	4,2
Biodiesel aus Sonnenblumen	2,9	4,0
Biodiesel aus Sojabohnen	3,2	4,4
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	20,9	29,2
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	3,7	5,1
Biodiesel aus Altspeiseöl	0	0
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*1)	4,3	6,1
Hydriertes Rapsöl	3,1	4,4
Hydriertes Sonnenblumenöl	3,0	4,1
Hydriertes Sojaöl	3,3	4,6
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	21,9	30,7
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	3,8	5,4
Hydriertes Altspeiseöl	0	0
Hydrierte tierische Fette (*1)	4,3	6,0
Reines Rapsöl	3,1	4,4
Reines Sonnenblumenöl	3,0	4,2
Reines Sojaöl	3,4	4,7
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	21,8	30,5
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	3,8	5,3
Reines Altspeiseöl	0	0
(*1) Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	2,3	2,3
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	2,3	2,3
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,3	2,3
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,3	2,3
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,3	2,3
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,3	2,3
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	2,2	2,2
Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	2,2	2,2
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	2,2	2,2
Ethanol aus Zuckerrohr	9,7	9,7
ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	1,8	1,8
Biodiesel aus Sonnenblumen	2,1	2,1
Biodiesel aus Sojabohnen	8,9	8,9
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	6,9	6,9
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	6,9	6,9
Biodiesel aus Altspeiseöl	1,9	1,9
▼C1
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)	1,6	1,6
▼B
Hydriertes Rapsöl	1,7	1,7
Hydriertes Sonnenblumenöl	2,0	2,0
Hydriertes Sojaöl	9,2	9,2
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	7,0	7,0
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	7,0	7,0
Hydriertes Altspeiseöl	1,7	1,7
Hydrierte tierische Fette (*2)	1,5	1,5
Reines Rapsöl	1,4	1,4
Reines Sonnenblumenöl	1,7	1,7
Reines Sojaöl	8,8	8,8
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	6,7	6,7
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	6,7	6,7
Reines Altspeiseöl	1,4	1,4
(1) Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird. (2) Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte ausschließlich für den Transport und Vertrieb des fertigen Brennstoffs. Diese sind bereits in der Tabelle als Emissionen bei Transport und Vertrieb „etd “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs enthalten; die folgenden Werte können jedoch hilfreich sein, wenn ein Wirtschaftsteilnehmer die tatsächlichen Transportemissionen nur für den Transport von Kulturpflanzen oder Öl angeben will.

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	1,6	1,6
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	1,6	1,6
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	1,6	1,6
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	1,6	1,6
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	1,6	1,6
Ethanol aus Zuckerrohr	6,0	6,0
Ethyl-Tertiär-Butylether (ETBE), Anteil aus Ethanol aus erneuerbaren Quellen	Wird angesehen wie beim Produktionsweg für Ethanol
Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether (TAEE), Anteil aus Ethanol aus erneuerbaren Quellen	Wird angesehen wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	1,3	1,3
Biodiesel aus Sonnenblumen	1,3	1,3
Biodiesel aus Sojabohnen	1,3	1,3
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	1,3	1,3
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	1,3	1,3
Biodiesel aus Altspeiseöl	1,3	1,3
Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)	1,3	1,3
Hydriertes Rapsöl	1,2	1,2
Hydriertes Sonnenblumenöl	1,2	1,2
Hydriertes Sojaöl	1,2	1,2
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	1,2	1,2
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	1,2	1,2
Hydriertes Altspeiseöl	1,2	1,2
Hydrierte tierische Fette (*2)	1,2	1,2
Reines Rapsöl	0,8	0,8
Reines Sonnenblumenöl	0,8	0,8
Reines Sojaöl	0,8	0,8
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	0,8	0,8
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	0,8	0,8
Reines Altspeiseöl	0,8	0,8
(1) Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird. (2) Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	30,7	38,2
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	21,6	25,5
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	25,1	30,4
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	19,5	22,5
Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	39,3	50,2
Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	27,6	33,9
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	48,5	56,8
Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	42,5	48,5
Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	56,3	67,8
Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	29,5	30,3
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)	50,2	58,5
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	44,3	50,3
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	59,5	71,7
Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))	30,7	31,4
Ethanol aus Zuckerrohr	28,1	28,6
ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Ethanol
Biodiesel aus Raps	45,5	50,1
Biodiesel aus Sonnenblumen	40,0	44,7
Biodiesel aus Sojabohnen	42,2	47,0
▼C1
Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)	63,3	75,5
Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	46,1	51,4
▼B
Biodiesel aus Altspeiseöl	11,2	14,9
▼C1
Biodiesel aus tierischen Fetten (*2)	15,2	20,7
▼B
Hydriertes Rapsöl	45,8	50,1
Hydriertes Sonnenblumenöl	39,4	43,6
Hydriertes Sojaöl	42,2	46,5
▼C1
Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)	62,1	73,2
Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	44,0	47,9
▼B
Hydriertes Altspeiseöl	11,9	16,0
Hydrierte tierische Fette (*2)	16,0	21,8
Reines Rapsöl	38,5	40,0
Reines Sonnenblumenöl	32,7	34,3
Reines Sojaöl	35,2	36,9
▼C1
Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)	56,4	65,5
Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)	38,5	40,3
▼B
Reines Altspeiseöl	2,0	2,2
(1) Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird. (2) Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

E. GESCHÄTZTE DISAGGREGIERTE STANDARDWERTE FÜR KÜNFTIGE BIOKRAFTSTOFFE UND FLÜSSIGE BIOBRENNSTOFFE, DIE 2016 NICHT ODER NUR IN VERNACHLÄSSIGBAREN MENGEN AUF DEM MARKT WAREN

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs einschließlich N2O-Emissionen (darunter Späne von Holzabfall oder Kulturholz)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	1,8	1,8
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	3,3	3,3
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	8,2	8,2
▼C1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	3,3	3,3
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	8,2	8,2
▼B
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	3,1	3,1
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	7,6	7,6
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	3,1	3,1
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	7,6	7,6
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,5	2,5
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,5	2,5
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,5	2,5
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,5	2,5
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für N2O-Bodenemissionen (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „eec “ für Emissionen aus dem Anbau enthalten)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	0	0
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	4,4	4,4
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	4,4	4,4
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	4,1	4,1
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	4,1	4,1
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung: „ep “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	4,8	6,8
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	0,1	0,1
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	0,1	0,1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	0,1	0,1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	0,1	0,1
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	0	0
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	0	0
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	0	0
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	0	0
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	7,1	7,1
▼C1
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	12,2	12,2
▼B
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	8,4	8,4
▼C1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	12,2	12,2
▼B
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	8,4	8,4
▼C1
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	12,1	12,1
▼B
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	8,6	8,6
▼C1
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	12,1	12,1
▼B
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	8,6	8,6
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	7,7	7,7
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	7,9	7,9
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	7,7	7,7
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	7,9	7,9
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte nur für den Transport und Vertrieb des fertigen Brennstoffs. Diese sind bereits in der Tabelle als Emissionen bei Transport und Vertrieb „etd “ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs enthalten; die folgenden Werte können jedoch hilfreich sein, wenn ein Wirtschaftsteilnehmer die tatsächlichen Transportemissionen nur für den Rohstofftransport angeben will.

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	1,6	1,6
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	1,2	1,2
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	1,2	1,2
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	1,2	1,2
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	1,2	1,2
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	2,0	2,0
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	2,0	2,0
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	2,0	2,0
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	2,0	2,0
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,0	2,0
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,0	2,0
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,0	2,0
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	2,0	2,0
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Ethanol aus Weizenstroh	13,7	15,7
▼C1
Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage	15,6	15,6
▼B
Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage	16,7	16,7
▼C1
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage	15,6	15,6
▼B
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage	16,7	16,7
▼C1
Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage	15,2	15,2
▼B
Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage	16,2	16,2
▼C1
Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage	15,2	15,2
▼B
Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage	16,2	16,2
Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	10,2	10,2
Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	10,4	10,4
Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	10,2	10,2
Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik	10,4	10,4
MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen	Wie beim Produktionsweg für Methanol

ANHANG VI

REGELN FÜR DIE BERECHNUNG DES BEITRAGS VON BIOMASSE-BRENNSTOFFEN UND DES ENTSPRECHENDEN VERGLEICHSWERTS FÜR FOSSILE BRENNSTOFFE ZUM TREIBHAUSEFFEKT

A. Typische Werte und Standardwerte für Treibhausgaseinsparungen für Biomasse-Brennstoffe bei Produktion ohne Netto-Co2-Emissionen infolge von Landnutzungsänderungen

HOLZSCHNITZEL
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen		Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Wärme	Elektrizität	Wärme	Elektrizität
Holzschnitzel aus forstwirtschaftlichen Reststoffen	1 bis 500 km	93 %	89 %	91 %	87 %
	500 bis 2 500 km	89 %	84 %	87 %	81 %
	2 500 bis 10 000 km	82 %	73 %	78 %	67 %
	Über 10 000 km	67 %	51 %	60 %	41 %
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz)	2 500 bis 10 000 km	77 %	65 %	73 %	60 %
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt)	1 bis 500 km	89 %	83 %	87 %	81 %
	500 bis 2 500 km	85 %	78 %	84 %	76 %
	2 500 bis 10 000 km	78 %	67 %	74 %	62 %
	Über 10 000 km	63 %	45 %	57 %	35 %
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt)	1 bis 500 km	91 %	87 %	90 %	85 %
	500 bis 2 500 km	88 %	82 %	86 %	79 %
	2 500 bis 10 000 km	80 %	70 %	77 %	65 %
	Über 10 000 km	65 %	48 %	59 %	39 %
Holzschnitzel aus Stammholz	1 bis 500 km	93 %	89 %	92 %	88 %
	500 bis 2 500 km	90 %	85 %	88 %	82 %
	2 500 bis 10 000 km	82 %	73 %	79 %	68 %
	Über 10 000 km	67 %	51 %	61 %	42 %
Holzschnitzel aus Industriereststoffen	1 bis 500 km	94 %	92 %	93 %	90 %
	500 bis 2 500 km	91 %	87 %	90 %	85 %
	2 500 bis 10 000 km	83 %	75 %	80 %	71 %
	Über 10 000 km	69 %	54 %	63 %	44 %

HOLZPELLETS (*1)
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem		Transport-entfernung	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen		Standardwerte für die Minderung von Treibhausgas-emissionen
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem		Transport-entfernung	Wärme	Elektrizität	Wärme	Elektrizität
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirt-schaftlichen Reststoffen	Fall 1	1 bis 500 km	58 %	37 %	49 %	24 %
		500 bis 2 500 km	58 %	37 %	49 %	25 %
		2 500 bis 10 000 km	55 %	34 %	47 %	21 %
		Über 10 000 km	50 %	26 %	40 %	11 %
	Fall 2a	1 bis 500 km	77 %	66 %	72 %	59 %
		500 bis 2 500 km	77 %	66 %	72 %	59 %
		2 500 bis 10 000 km	75 %	62 %	70 %	55 %
		Über 10 000 km	69 %	54 %	63 %	45 %
	Fall 3a	1 bis 500 km	92 %	88 %	90 %	85 %
		500 bis 2 500 km	92 %	88 %	90 %	86 %
		2 500 bis 10 000 km	90 %	85 %	88 %	81 %
		Über 10 000 km	84 %	76 %	81 %	72 %
Holzbriketts oder -pellets aus Nieder-wald mit Kurzumtrieb (Eukalyp-tusholz)	Fall 1	2 500 bis 10 000 km	52 %	28 %	43 %	15 %
	Fall 2a	2 500 bis 10 000 km	70 %	56 %	66 %	49 %
	Fall 3a	2 500 bis 10 000 km	85 %	78 %	83 %	75 %
Holzbriketts oder -pellets aus Nieder-wald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt)	Fall 1	1 bis 500 km	54 %	32 %	46 %	20 %
		500 bis 10 000 km	52 %	29 %	44 %	16 %
		Über 10 000 km	47 %	21 %	37 %	7 %
	Fall 2a	1 bis 500 km	73 %	60 %	69 %	54 %
		500 bis 10 000 km	71 %	57 %	67 %	50 %
		Über 10 000 km	66 %	49 %	60 %	41 %
	Fall 3a	1 bis 500 km	88 %	82 %	87 %	81 %
		500 bis 10 000 km	86 %	79 %	84 %	77 %
		Über 10 000 km	80 %	71 %	78 %	67 %
Holzbriketts oder -pellets aus Nieder-wald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt)	Fall 1	1 bis 500 km	56 %	35 %	48 %	23 %
		500 bis 10 000 km	54 %	32 %	46 %	20 %
		Über 10 000 km	49 %	24 %	40 %	10 %
	Fall 2a	1 bis 500 km	76 %	64 %	72 %	58 %
		500 bis 10 000 km	74 %	61 %	69 %	54 %
		Über 10 000 km	68 %	53 %	63 %	45 %
	Fall 3a	1 bis 500 km	91 %	86 %	90 %	85 %
		500 bis 10 000 km	89 %	83 %	87 %	81 %
		Über 10 000 km	83 %	75 %	81 %	71 %
Stammholz	Fall 1	1 bis 500 km	57 %	37 %	49 %	24 %
		500 bis 2 500 km	58 %	37 %	49 %	25 %
		2 500 bis 10 000 km	55 %	34 %	47 %	21 %
		Über 10 000 km	50 %	26 %	40 %	11 %
	Fall 2a	1 bis 500 km	77 %	66 %	73 %	60 %
		500 bis 2 500 km	77 %	66 %	73 %	60 %
		2 500 bis 10 000 km	75 %	63 %	70 %	56 %
		Über 10 000 km	70 %	55 %	64 %	46 %
	Fall 3a	1 bis 500 km	92 %	88 %	91 %	86 %
		500 bis 2 500 km	92 %	88 %	91 %	87 %
		2 500 bis 10 000 km	90 %	85 %	88 %	83 %
		Über 10 000 km	84 %	77 %	82 %	73 %
Holzbriketts oder -pellets aus Rest-stoffen der Holzindustrie	Fall 1	1 bis 500 km	75 %	62 %	69 %	55 %
		500 bis 2 500 km	75 %	62 %	70 %	55 %
		2 500 bis 10 000 km	72 %	59 %	67 %	51 %
		Über 10 000 km	67 %	51 %	61 %	42 %
	Fall 2a	1 bis 500 km	87 %	80 %	84 %	76 %
		500 bis 2 500 km	87 %	80 %	84 %	77 %
		2 500 bis 10 000 km	85 %	77 %	82 %	73 %
		Über 10 000 km	79 %	69 %	75 %	63 %
	Fall 3a	1 bis 500 km	95 %	93 %	94 %	91 %
		500 bis 2 500 km	95 %	93 %	94 %	92 %
		2 500 bis 10 000 km	93 %	90 %	92 %	88 %
		Über 10 000 km	88 %	82 %	85 %	78 %
(*1) Fall 1 bezieht sich auf Verfahren, in denen ein Erdgaskessel genutzt wird, um der Pelletpresse Prozesswärme zu liefern. Die Elektrizität für die Pelletpresse stammt aus dem Stromnetz. Fall 2a bezieht sich auf Verfahren, in denen ein mit vorgetrockneten Schnitzeln betriebener Holzschnitzelkessel genutzt wird, um Prozesswärme zu liefern. Die Elektrizität für die Pelletpresse stammt aus dem Stromnetz. Fall 3a bezieht sich auf Verfahren, in denen ein mit vorgetrockneten Holzschnitzeln betriebener KWK-Kessel genutzt wird, um der Pelletpresse Elektrizität und Wärme zu liefern.

LANDWIRTSCHAFTLICHE OPTIONEN
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen		Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Wärme	Elektrizität	Wärme	Elektrizität
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von <0,2 t/m3 (*1)	1 bis 500 km	95 %	92 %	93 %	90 %
	500 bis 2 500 km	89 %	83 %	86 %	80 %
	2 500 bis 10 000 km	77 %	66 %	73 %	60 %
	Über 10 000 km	57 %	36 %	48 %	23 %
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von >0,2 t/m3 (*2)	1 bis 500 km	95 %	92 %	93 %	90 %
	500 bis 2 500 km	93 %	89 %	92 %	87 %
	2 500 bis 10 000 km	88 %	82 %	85 %	78 %
	Über 10 000 km	78 %	68 %	74 %	61 %
Strohpellets	1 bis 500 km	88 %	82 %	85 %	78 %
	500 bis 10 000 km	86 %	79 %	83 %	74 %
	Über 10 000 km	80 %	70 %	76 %	64 %
Bagassebriketts	500 bis 10 000 km	93 %	89 %	91 %	87 %
Bagassebriketts	Über 10 000 km	87 %	81 %	85 %	77 %
Palmkern-Extraktionsschrot	Über 10 000 km	20 %	-18 %	11 %	-33 %
Palmkern-Extraktionsschrot (keine CH4-Emissionen aus der Ölmühle)	Über 10 000 km	46 %	20 %	42 %	14 %
(1) Diese Gruppe von Materialien umfasst landwirtschaftliche Reststoffe von geringer Schüttdichte, darunter u. a. Strohballen, Haferspelzen, Reisspelzen und Rohrzuckerbagasseballen (demonstrative Aufzählung). (2) Die Gruppe von landwirtschaftlichen Reststoffen mit höherer Schüttdichte umfasst Maiskolben, Nussschalen, Sojabohnenschalen und Palmkernschalen (demonstrative Aufzählung).

BIOGAS FÜR ELEKTRIZITÄTSERZEUGUNG (*1)
Biogasproduktionssystem		Technologische Optionen	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Gülle (1)	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager (2)	146 %	94 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück-standslager (3)	246 %	240 %
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	136 %	85 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	227 %	219 %
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	142 %	86 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	243 %	235 %
Mais, gesamte Pflanze (4)	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager	36 %	21 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück-standslager	59 %	53 %
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	34 %	18 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	55 %	47 %
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	28 %	10 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	52 %	43 %
Bioab-fall	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager	47 %	26 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück-standslager	84 %	78 %
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	43 %	21 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	77 %	68 %
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	38 %	14 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	76 %	66 %
(*1) Fall 1 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität und Wärme von der KWK-Anlage selbst geliefert werden. Fall 2 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität dem Stromnetz entnommen, die Prozesswärme jedoch von der KWK-Anlage selbst geliefert wird. In einigen Mitgliedstaaten ist es Betreibern nicht gestattet, Beihilfen für die Bruttoproduktion zu beantragen, sodass eine Zusammensetzung wie in Fall 1 wahrscheinlicher ist. Fall 3 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität dem Stromnetz entnommen und die Prozesswärme von einem Biogaskessel geliefert wird. Dieser Fall gilt für einige Anlagen, bei denen der KWK-Kessel nicht vor Ort ist und Biogas verkauft (aber nicht zu Biomethan aufbereitet) wird. (1) Die Werte für die Biogasproduktion aus Mist/Gülle schließen negative Emissionen durch Emissionseinsparungen aufgrund der Bewirtschaftung von Frischmist/-gülle ein. Der esca-Wert ist gleich – 45 gCO2eq/MJ für in der anaeroben Zersetzung verwendete(n) Mist/Gülle. (2) Die offene Lagerung von Gärrückständen bringt zusätzliche CH4- und N2O Emissionen mit sich. Der Umfang dieser Emissionen hängt von den Umgebungsbedingungen, Substrattypen und der Zersetzungseffizienz. (3) Bei der geschlossenen Lagerung werden die Gärrückstände aus dem Zersetzungsprozess in einem gasdichten Tank gelagert, und es wird davon ausgegangen, dass das zusätzlich während der Lagerung freigegebene Gas für die Erzeugung zusätzlicher Elektrizität oder zusätzlichen Biomethans aufgefangen wird. Dieses Verfahren schließt keine Treibhausgasemissionen ein. (4) Der Begriff „Mais, gesamte Pflanze“ sollte als Mais ausgelegt werden, der zur Verwendung als Futtermittel geerntet und zur Haltbarmachung siliert wurde.

BIOGAS ZUR ELEKTRIZITÄTSERZEUGUNG — VERMISCHUNG VON MIST/GÜLLE UND MAIS
Biogasproduktions-system		Technologische Optionen	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Mist/Gülle — Mais 80 % — 20 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	72 %	45 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	120 %	114 %
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	67 %	40 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	111 %	103 %
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	65 %	35 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	114 %	106 %
Mist/Gülle — Mais 70 % — 30 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	60 %	37 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	100 %	94 %
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	57 %	32 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	93 %	85 %
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	53 %	27 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	94 %	85 %
Mist/Gülle — Mais 60 % — 40 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	53 %	32 %
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	88 %	82 %
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	50 %	28 %
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	82 %	73 %
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	46 %	22 %
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	81 %	72 %

BIOMETHAN FÜR DEN VERKEHRSSEKTOR (*1)
Biomethan-produktionssystem	Technologische Optionen	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Gülle	Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung	117 %	72 %
	Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung	133 %	94 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	190 %	179 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	206 %	202 %
Mais, gesamte Pflanze	Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung	35 %	17 %
	Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung	51 %	39 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	52 %	41 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	68 %	63 %
Bioabfall	Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung	43 %	20 %
	Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung	59 %	42 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	70 %	58 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	86 %	80 %
(*1) Die Treibhausgaseinsparungen für Biomethan beziehen sich ausschließlich auf komprimiertes Biomethan gegenüber dem Komparator für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor in Höhe von 94 gCO2eq/MJ.

BIOMETHAN — VERMISCHUNG VON MIST/GÜLLE UND MAIS (*1)
Biomethan-produktions-system	Technologische Optionen	Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen	Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen
Mist/Gülle — Mais 80 % — 20 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung (1)	62 %	35 %
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung (2)	78 %	57 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	97 %	86 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	113 %	108 %
Mist/Gülle — Mais 70 % — 30 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	53 %	29 %
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	69 %	51 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	83 %	71 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	99 %	94 %
Mist/Gülle — Mais 60 % - 40 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	48 %	25 %
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	64 %	48 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	74 %	62 %
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	90 %	84 %
(*1) Die Treibhausgaseinsparungen für Biomethan beziehen sich ausschließlich auf komprimiertes Biomethan gegenüber dem Komparator für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor in Höhe von 94 gCO2eq/MJ. (1) Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), Membrantrenntechnik, kryogene Trennung und physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS). Dies schließt die Emission von 0,03 MJ CH4/MJ Biomethan für die Emission von Methan in den Abgasen ein. (2) Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), sofern das Wasser aufbereitet wird, Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), chemische Absorption (Chemical Scrubbing), physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS), Membrantrenntechnik und kryogene Trennung. Für diese Kategorie werden keine Methanemissionen berücksichtigt (das Methan im Abgas verbrennt gegebenenfalls).

B. METHODE

1. Die Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von Biomasse-Brennstoffen werden wie folgt berechnet:

a)

Die Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von Biomasse-Brennstoffen vor der Umwandlung in Elektrizität, Wärme und Kälte werden wie folgt berechnet:

E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr

Dabei sind:

E

=

Gesamtemissionen bei der Produktion des Brennstoffs vor der Energieumwandlung

eec

=

Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe

el

=

auf das Jahr umgerechnete Emissionen durch Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen

ep

=

Emissionen bei der Verarbeitung

etd

=

Emissionen bei Transport und Vertrieb

eu

=

Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs

esca

=

Emissionseinsparung durch Akkumulierung von Kohlenstoff im Boden infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken

eccs

=

Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid

eccr

=

Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid

Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt.

b)

Bei der Co-Vergärung verschiedener Substrate in einer Biogas-Anlage zur Produktion von Biogas oder Biomethan werden die typischen Werte und die Standardwerte für Treibhausgasemissionen wie folgt berechnet:

▼B

Dabei sind:

E

=

Treibhausgasemissionen pro MJ Biogas oder Biomethan, das mittels Co-Vergärung einer bestimmten Mischung von Substraten produziert wird

Sn

=

Rohstoffanteil n am Energiegehalt

En

=

Emissionen in gCO2/MJ für Option n gemäß Teil D dieses Anhangs (*)

▼B

Dabei sind:

Pn

=

Energieausbeute [MJ] pro Kilogramm Flüssiginput des Rohstoffs n (**)

Wn

=

Gewichtungsfaktor des Substrats n, definiert als:

Dabei sind:

In

=

jährliches Input in den Vergärer des Substrats n [Tonne Frischmasse]

AMn

=

jährliche Durchschnittsfeuchte des Substrats n [kg Wasser/kg Frischmasse]

SMn

=

Standardfeuchte des Substrats n (***)

(*) Bei Verwendung von Mist/Gülle als Substrat wird ein Bonus von 45 gCO2eq/MJ Gülle (– 54 kgCO2eq/t Frischmasse) für die verbesserte landwirtschaftliche und Mist-/Güllebewirtschaftung angerechnet.

(**) Für die Berechnung der typischen Werte und der Standardwerte werden die folgenden Werte für Pn verwendet:

P(Mais): 4,16 [MJBiogas/kgFeuchtmais @ 65 % Feuchte]

P(Mist/Gülle): 0,50 [MJBiogas/kgGülle @ 90 % Feuchte]

P(Bioabfall): 3,41 [MJBiogas/kgFeuchtbioabfall @ 76 % Feuchte]

(***) Die folgenden Standardfeuchtewerte werden für Substrat SMn verwendet:

SM(Mais): 0,65 [kg Wasser/kg Frischmasse]

SM(Mist/Gülle): 0,90 [kg Wasser/kg Frischmasse]

SM(Bioabfall): 0,76 [kg Wasser/kg Frischmasse]

c)

Bei der Co-Vergärung von n-Substraten in einer Biogas-Anlage zur Produktion von Elektrizität oder Biomethan werden die tatsächlichen Treibhausgasemissionen des Biogases oder Biomethans wie folgt berechnet:

Dabei sind:

E

=

Gesamtemissionen bei der Produktion des Biogases oder Biomethans vor der Energieumwandlung;

Sn

=

Rohstoffanteil n am Anteil des Inputs in den Vergärer;

eec,n

=

Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau des Rohstoffs n;

etd,Rohstoff,n

=

Emissionen beim Transport des Rohstoffs n zum Vergärer;

el,n

=

auf das Jahr umgerechnete Emissionen durch Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen für Rohstoff n;

esca

=

Emissionseinsparung infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken des Rohstoffs n (*);

ep

=

Emissionen bei der Verarbeitung;

etd,Produkt

=

Emissionen bei Transport und Vertrieb des Biogases und/oder Biomethans;

eu

=

Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs, d. h. bei der Verbrennung emittierte Treibhausgase;

eccs

=

Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von CO2; und

eccr

=

Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von CO2.

(*) Bei Verwendung von Mist/Gülle als Substrat für die Produktion von Biogas und Biomethan wird ein Bonus von 45 gCO2eq/MJ Mist/Gülle für die verbesserte landwirtschaftliche und Mist-/Güllebewirtschaftung auf esca angerechnet.

d)

Treibhausgasemissionen bei der Nutzung von Biomasse-Brennstoffen bei der Produktion von Elektrizität sowie Wärme und Kälte, einschließlich der Energieumwandlung zu produzierter Elektrizität sowie Wärme und Kälte werden wie folgt berechnet:

i)

Bei Energieanlagen, die ausschließlich Wärme erzeugen:

ii)

Bei Energieanlagen, die ausschließlich Elektrizität erzeugen:

Dabei sind:

ECh,el

=

Gesamttreibhausgasemissionen durch das Endenergieprodukt

E

=

Gesamttreibhausgasemissionen des Brennstoffs vor dessen Endumwandlung

ηel

=

elektrischer Wirkungsgrad, definiert als die jährlich produzierte Elektrische Leistung, dividiert durch den jährlich eingesetzten Brennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

ηh

=

Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährlich erzeugte Nutzwärme, dividiert durch den jährlich eingesetzten Brennstoff auf Grundlage des Energiegehalts

iii)

Für Elektrizität oder mechanische Energie aus Energieanlagen, die Nutzwärme zusammen mit Elektrizität und/oder mechanischer Energie erzeugen:

iv)

Für Nutzwärme aus Energieanlagen, die Wärme zusammen mit Elektrizität und/oder mechanischer Energie erzeugen:

Dabei sind:

ECh,el

=

Gesamttreibhausgasemissionen durch das Endenergieprodukt

E

=

Gesamttreibhausgasemissionen des Brennstoffs vor dessen Endumwandlung

ηel

=

elektrischer Wirkungsgrad, definiert als die jährlich produzierte Elektrische Leistung, dividiert durch die jährlich eingesetzte Energie auf Grundlage des Energiegehalts

ηh

=

Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährlich erzeugte Nutzwärme, dividiert durch die jährlich eingesetzte Energie auf Grundlage des Energiegehalts

Cel

=

Exergieanteil der Elektrizität und/oder mechanischen Energie, festgesetzt auf 100 % (Cel = 1)

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad (Exergieanteil der Nutzwärme)

Der Carnot'sche Wirkungsgrad (Ch) für Nutzwärme bei unterschiedlichen Temperaturen ist definiert als:

Dabei sind:

Th

=

Temperatur, gemessen als absolute Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Lieferort

T0

=

Umgebungstemperatur, festgelegt auf 273,15 Kelvin (0 °C)

Wenn die überschüssige Wärme zur Beheizung von Gebäuden ausgeführt wird, kann Ch für eine Temperatur unter 150 °C (423,15 Kelvin) alternativ wie folgt definiert werden:

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad für Wärme bei 150 °C (423,15 Kelvin) = 0,3546

Für die Zwecke dieser Berechnung bezeichnet der Begriff

i)

„Kraft-Wärme-Kopplung“ die gleichzeitige Erzeugung thermischer Energie und elektrischer und/oder mechanischer Energie in einem Prozess;

ii)

„Nutzwärme“ die in einem KWK-Prozess zur Befriedigung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme;

iii)

„wirtschaftlich vertretbarer Bedarf“ den Bedarf, der die benötigte Wärme- oder Kälteleistung nicht überschreitet und der sonst zu Marktbedingungen gedeckt würde.

2. Die Treibhausgasemissionen aus Biomasse-Brennstoffen werden wie folgt angegeben:

a)

durch Biomasse-Brennstoffe verursachte Treibhausgasemissionen (E) werden in gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Biomasse-Brennstoffe) angegeben;

b)

durch für die Wärme- oder Elektrizitätserzeugung genutzte Biomasse-Brennstoffe verursachte Treibhausgasemissionen (EC) werden in gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Endenergieprodukt (Wärme oder Elektrizität)) angegeben.

Werden Wärme und Kälte gleichzeitig mit Elektrizität erzeugt, werden Emissionen zwischen Wärme und Elektrizität aufgeteilt (wie unter Nummer 1 Buchstabe d), unabhängig davon, ob die Wärme wirklich für Heizzwecke oder zur Kühlung genutzt wird. ( 39 )

Werden Treibhausgasemissionen durch die Gewinnung oder den Anbau von Rohstoffen (eec) als Einheit gCO2eq/Tonne Trockenrohstoff angegeben, wird die Umwandlung in gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Brennstoff) wie folgt berechnet ( 40 ):

wobei:

Die Emissionen pro Tonne Trockenrohstoff werden wie folgt berechnet:

3. Die Treibhausgaseinsparungen durch Biomasse-Brennstoffe werden wie folgt angegeben:

a)

Treibhausgaseinsparungen durch Nutzung von Biomasse-Brennstoffen als Kraftstoffe für den Verkehr:

EINSPARUNG = (EF(t) – EB)/EF(t)

Dabei sind:

EB

=

Gesamtemissionen bei der Verwendung von Biomasse-Brennstoffen als Kraftstoffe für den Verkehr

EF(t)

=

Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor

b)

Treibhausgaseinsparungen durch Nutzung von Biomasse-Brennstoffen zur Erzeugung von Wärme und Kälte sowie Elektrizität:

EINSPARUNG = (ECF(h&c,el) – ECB(h&c,el))/ECF(h&c,el)

Dabei sind:

ECB(h&c,el)

=

Gesamtemissionen durch die Wärme- oder Elektrizitätserzeugung

ECF(h&c,el)

=

Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe für Nutzwärme oder Elektrizität

4. Die für die unter Nummer 1 genannten Zwecke berücksichtigten Treibhausgase sind CO2, N2O und CH4. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden diese Gase wie folgt gewichtet:

CO2: 1

N2O: 298

CH4: 25

5. Die Emissionen bei der Gewinnung, Ernte oder beim Anbau der Rohstoffe (eec) schließen die Emissionen des Gewinnungs-, Ernte- oder Anbauprozesses selbst, beim Sammeln, Trocknen und Lagern der Rohstoffe, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Produktion der zur Gewinnung oder zum Anbau verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkten ein. Die CO2-Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau landwirtschaftlicher Biomasse anhand der regionalen Durchschnittswerte für die Emissionen aus dem Anbau entsprechend den in Artikel 31 Absatz 4 dieser Richtlinie genannten Berichten oder anhand der Angaben zu den disaggregierten Standardwerten für Emissionen aus dem Anbau in diesem Anhang Schätzungen abgeleitet werden. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können in Ermangelung einschlägiger Informationen in diesen Berichten die Durchschnittswerte auf der Grundlage von lokalen landwirtschaftlichen Praktiken, beispielsweise anhand von Daten einer Gruppe landwirtschaftlicher Betriebe, berechnet werden.

Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau und bei der Ernte forstwirtschaftlicher Biomasse anhand der auf nationaler Ebene für geografische Gebiete berechneten Durchschnittswerte für die Emissionen aus dem Anbau und der Ernte Schätzungen abgeleitet werden.

▼M2

6. Für die Zwecke der in Nummer 1 Buchstabe a genannten Berechnungen werden Treibhausgaseinsparungen infolge besserer Verfahren der landwirtschaftlichen Bewirtschaftung (esca), wie infolge der Umstellung auf eine reduzierte Bodenbearbeitung oder eine Nullbodenbearbeitung, besserer Kulturpflanzen und verbesserter Fruchtfolgen, der Nutzung von Deckpflanzen, einschließlich Bewirtschaftung der Ernterückstände, sowie des Einsatzes natürlicher Bodenverbesserer, wie beispielsweise Kompost und Rückstände der Mist-/Güllevergärung, nur dann berücksichtigt, wenn dies nicht mit dem Risiko negativer Auswirkungen auf die biologische Vielfalt verbunden ist. Zudem sind zuverlässige und überprüfbare Nachweise dafür vorzulegen, dass mehr Kohlenstoff im Boden gebunden wurde oder dass vernünftigerweise davon auszugehen ist, dass dies in dem Zeitraum, in dem die betreffenden Rohstoffe angebaut wurden, der Fall war; dabei ist gleichzeitig jenen Emissionen Rechnung zu tragen, die aufgrund des vermehrten Einsatzes von Dünger und Pflanzenschutzmitteln bei derartigen Praktiken entstehen ( 41 ).

▼B

7. Die auf Jahresbasis umgerechneten Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (el) werden durch gleichmäßige Verteilung der Gesamtemissionen über 20 Jahre berechnet. Diese Emissionen werden wie folgt berechnet:

el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, ( 42 )

Dabei sind:

el

=

auf das Jahr umgerechnete Treibhausgasemissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (gemessen als Masse an CO2-Äquivalent pro Biomasse-Brennstoff-Energieeinheit). „Kulturflächen“ ( 43 ) und „Dauerkulturen“ ( 44 ) sind als eine einzige Landnutzungsart zu betrachten.

CSR

=

der mit der Referenzlandnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Die Landnutzung der Bezugsflächen ist die Landnutzung im Januar 2008 oder 20 Jahre vor der Gewinnung des Rohstoffs, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist.

CSA

=

der mit der tatsächlichen Landnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Wenn sich der Kohlenstoffbestand über mehr als ein Jahr akkumuliert, gilt als CSA-Wert der geschätzte Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit nach 20 Jahren oder zum Zeitpunkt der Reife der Pflanzen, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist.

P

=

Pflanzenproduktivität (gemessen als Energie des Biomasse-Brennstoffs pro Flächeneinheit und Jahr).

eB

=

Bonus von 29 gCO2eq/MJ Biokraftstoff oder flüssiger Biobrennstoff, wenn die Biomasse unter den in Nummer 8 aufgestellten Bedingungen auf wiederhergestellten degradierten Flächen gewonnen wird.

8. Der Bonus von 29 gCO2eq/MJ wird gewährt, wenn der Nachweis erbracht wird, dass die betreffende Fläche

a)

im Januar 2008 nicht landwirtschaftlich oder zu einem anderen Zweck genutzt wurde und

b)

aus stark degradierten Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen besteht.

Der Bonus von 29 gCO2eq/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 20 Jahren ab dem Zeitpunkt der Umwandlung der Fläche in eine landwirtschaftliche Nutzfläche, sofern ein kontinuierlicher Anstieg des Kohlenstoffbestands und ein nennenswerter Rückgang der Erosion auf unter Buchstabe b fallenden Flächen gewährleistet werden.

9. „Stark degradierte Flächen“ sind Flächen, die während eines längeren Zeitraums entweder in hohem Maße versalzt wurden oder die einen besonders niedrigen Gehalt an organischen Stoffen aufweisen und stark erodiert sind.

10. Entsprechend Anhang V Teil C Nummer 10 dieser Richtlinie dienen die Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands nach dem Beschluss 2010/335/EU der Kommission ( 45 ), die auf der Basis von Band 4 der IPCC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 sowie im Einklang mit den Verordnungen (EU) Nr. 525/2013 und (EU) 2018/841 erstellt werden, als Grundlage für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands.

11. Die Emissionen bei der Verarbeitung (ep) schließen die Emissionen bei der Verarbeitung selbst, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Produktion der zur Verarbeitung verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkte ein, einschließlich der CO2-Emissionen, die dem Kohlenstoffgehalt fossiler Inputs entsprechen, unabhängig davon, ob sie bei dem Prozess tatsächlich verbrannt werden.

Bei der Berücksichtigung des Verbrauchs an nicht in der Anlage zur Produktion fester oder gasförmiger Biomasse-Brennstoffe produzierter Elektrizität wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionsintensität bei der Produktion und Verteilung dieser Elektrizität der durchschnittlichen Emissionsintensität bei der Produktion und Verteilung von Elektrizität in einer bestimmten Region entspricht. Abweichend von dieser Regel gilt: Die Produzenten können für die von einer einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlage produzierte Elektrizität einen Durchschnittswert verwenden, falls diese Anlage nicht an das Elektrizitätsnetz angeschlossen ist.

Die Emissionen bei der Verarbeitung schließen gegebenenfalls Emissionen bei der Trocknung von Zwischenprodukten und -materialien ein.

12. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb (etd) schließen die beim Transport von Rohstoffen und Halbfertigprodukten sowie bei der Lagerung und dem Vertrieb von Fertigprodukten anfallenden Emissionen ein. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb, die unter Nummer 5 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer.

13. Die CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs (eu) werden für Biomasse-Brennstoffe mit null angesetzt. Die Emissionen von anderen Treibhausgasen als CO2 (CH2 und N2O) bei der Nutzung von Biokraftstoffen werden in den eu-Faktor einbezogen.

14. Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von CO2 (eccs), die nicht bereits in ep berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Speicherung von emittiertem CO2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Biomasse-Brennstoff verbunden sind, sofern die Speicherung im Einklang mit der Richtlinie 2009/31/EG über die geologische Speicherung von Kohlendioxid erfolgt.

▼M2

15. Die Emissionseinsparung durch CO2-Abscheidung und -ersetzung (eccr) steht in unmittelbarer Verbindung mit der Produktion der Biomasse-Brennstoffe, denen sie zugeordnet wird, und wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und vor dem 1. Januar 2036 bei der Produktion von Handelsprodukten und bei Dienstleistungen anstelle des CO2 fossilen Ursprungs verwendet wird.

▼B

16. Erzeugt eine Kraft-Wärme-Kopplungsanlage, die Wärme und/oder Elektrizität für ein Verfahren zur Produktion von Biomasse-Brennstoff liefert, für das Emissionen berechnet werden, überschüssige Elektrizität und/oder Nutzwärme, so werden die Treibhausgasemissionen entsprechend der Temperatur der Wärme (die deren Nutzen widerspiegelt) auf die Elektrizität und die Nutzwärme aufgeteilt. Der Nutzanteil der Wärme ergibt sich durch Multiplikation ihres Energiegehalts mit dem Carnot'schen Wirkungsgrad Ch, der wie folgt berechnet wird:

Dabei sind:

Th

=

Temperatur, gemessen als absolute Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Lieferort

T0

=

Umgebungstemperatur, festgelegt auf 273,15 Kelvin (0 °C)

Wenn die überschüssige Wärme zur Beheizung von Gebäuden ausgeführt wird, kann Ch für eine Temperatur unter 150 °C (423,15 Kelvin) alternativ wie folgt definiert werden:

Ch

=

Carnot’scher Wirkungsgrad für Wärme bei 150 °C (423,15 Kelvin) = 0,3546

Für die Zwecke dieser Berechnung ist der tatsächliche Wirkungsgrad zu verwenden, der als jährlich produzierte mechanische Energie, Elektrizität bzw. Wärme dividiert durch die jährlich eingesetzte Energie definiert wird.

Für die Zwecke dieser Berechnung bezeichnet der Begriff

a)

„Kraft-Wärme-Kopplung“ die gleichzeitige Erzeugung thermischer Energie und elektrischer und/oder mechanischer Energie in einem Prozess;

b)

„Nutzwärme“ die in einem KWK-Prozess zur Befriedigung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme;

c)

„wirtschaftlich vertretbarer Bedarf“ den Bedarf, der die benötigte Wärme- oder Kälteleistung nicht überschreitet und der sonst zu Marktbedingungen gedeckt würde.

17. Werden bei einem Verfahren zur Produktion von Biomasse-Brennstoff neben dem Brennstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Produkte („Nebenprodukte“) hergestellt, so werden die anfallenden Treibhausgasemissionen zwischen dem Brennstoff oder dessen Zwischenprodukt und den Nebenprodukten nach Maßgabe ihres Energiegehalts (der bei anderen Nebenprodukten als Elektrizität und Wärme durch den unteren Heizwert bestimmt wird) aufgeteilt. Die Treibhausgasintensität überschüssiger Nutzwärme und Elektrizität entspricht der Treibhausgasintensität der für ein Verfahren zur Produktion von Biomasse-Brennstoff gelieferten Wärme oder Elektrizität; sie wird durch Berechnung der Treibhausgasintensität aller Inputs in die Kraft-Wärme-Kopplungs-, konventionelle oder sonstige Anlage, die Wärme oder Elektrizität für ein Verfahren zur Produktion von Biomasse-Brennstoff liefert, und der Emissionen der betreffenden Anlage, einschließlich der Rohstoffe sowie CH4- und N2O-Emissionen, bestimmt. Im Falle der Kraft-Wärme-Kopplung erfolgt die Berechnung entsprechend Nummer 16.

▼M2

18. Für die Zwecke der Berechnungen nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + esca + diejenigen Bruchteile von ep, etd, eccs und eccr, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenprodukt erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenprodukten zugewiesen, so wird für diese Zwecke anstelle der Gesamtemissionen der Bruchteil dieser Emissionen verwendet, der im letzten Verfahrensschritt dem Zwischenprodukt zugeordnet wird.

Im Falle von Biokraftstoffen und flüssigen Brennstoffen werden sämtliche Nebenprodukte, die nicht unter Nummer 17 fallen, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt. Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenprodukten mit negativem Energiegehalt mit null angesetzt.

Grundsätzlich werden die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen und Reststoffen, einschließlich aller in Anhang IX genannten Abfälle und Reststoffe, bis zur Sammlung dieser Materialien mit null angesetzt, unabhängig davon, ob sie vor der Umwandlung ins Endprodukt zu Zwischenprodukten verarbeitet werden.

Bei Biomasse-Brennstoffen, die in anderen Raffinerien als einer Kombination von Verarbeitungsbetrieben mit konventionellen oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die dem Verarbeitungsbetrieb Wärme und/oder Elektrizität liefern, hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.

▼B

19. Bei Biomasse-Brennstoffen, die zur Elektrizitätsproduktion verwendet werden, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Komparator für Fossilbrennstoffe ECF(el) 183 gCO2eq/MJ Elektrizität oder, für Gebiete in äußerster Randlage, 212 gCO2eq/MJ Elektrizität.

Bei Biomasse-Brennstoffen, die zur Nutzwärmeproduktion sowie zur Wärme- und/oder Kälteproduktion verwendet werden, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Komparator für Fossilbrennstoffe ECF(h) 80 gCO2eq/MJ Wärme.

Bei Biomasse-Brennstoffen, die zur Nutzwärmeproduktion verwendet werden, bei der eine direkte physische Substitution von Kohle nachgewiesen werden kann, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Komparator für Fossilbrennstoffe ECF(h) 124 gCO2eq/MJ Wärme.

Bei Biomasse-Brennstoffen, die als Kraftstoffe für den Verkehr verwendet werden, ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 der Komparator für Fossilbrennstoffe EF(t) 94 gCO2eq/MJ.

C. DISAGGREGIERTE STANDARDWERT FÜR BIOMASSE-BRENNSTOFFE:

Holzbriketts oder -pellets

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transportentfernung	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)				Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transportentfernung	Anbau	Verarbeitung	Transport	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs	Anbau	Verarbei-tung	Transport	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs
Holzschnitzel aus forstwirtschaftlichen Reststoffen	1 bis 500 km	0,0	1,6	3,0	0,4	0,0	1,9	3,6	0,5
	500 bis 2 500 km	0,0	1,6	5,2	0,4	0,0	1,9	6,2	0,5
	2 500 bis 10 000 km	0,0	1,6	10,5	0,4	0,0	1,9	12,6	0,5
	Über 10 000 km	0,0	1,6	20,5	0,4	0,0	1,9	24,6	0,5
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz)	2 500 bis 10 000 km	4,4	0,0	11,0	0,4	4,4	0,0	13,2	0,5
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt)	1 bis 500 km	3,9	0,0	3,5	0,4	3,9	0,0	4,2	0,5
	500 bis 2 500 km	3,9	0,0	5,6	0,4	3,9	0,0	6,8	0,5
	2 500 bis 10 000 km	3,9	0,0	11,0	0,4	3,9	0,0	13,2	0,5
	Über 10 000 km	3,9	0,0	21,0	0,4	3,9	0,0	25,2	0,5
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt)	1 bis 500 km	2,2	0,0	3,5	0,4	2,2	0,0	4,2	0,5
	500 bis 2 500 km	2,2	0,0	5,6	0,4	2,2	0,0	6,8	0,5
	2 500 bis 10 000 km	2,2	0,0	11,0	0,4	2,2	0,0	13,2	0,5
	Über 10 000 km	2,2	0,0	21,0	0,4	2,2	0,0	25,2	0,5
Holzschnitzel aus Stammholz	1 bis 500 km	1,1	0,3	3,0	0,4	1,1	0,4	3,6	0,5
	500 bis 2 500 km	1,1	0,3	5,2	0,4	1,1	0,4	6,2	0,5
	2 500 bis 10 000 km	1,1	0,3	10,5	0,4	1,1	0,4	12,6	0,5
	Über 10 000 km	1,1	0,3	20,5	0,4	1,1	0,4	24,6	0,5
Holzschnitzel aus Reststoffen der Holzindustrie	1 bis 500 km	0,0	0,3	3,0	0,4	0,0	0,4	3,6	0,5
	500 bis 2 500 km	0,0	0,3	5,2	0,4	0,0	0,4	6,2	0,5
	2 500 bis 10 000 km	0,0	0,3	10,5	0,4	0,0	0,4	12,6	0,5
	Über 10 000 km	0,0	0,3	20,5	0,4	0,0	0,4	24,6	0,5

Holzbriketts oder -pellets

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)				Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
		Anbau	Verarbeitung	Transport und Vertrieb	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs	Anbau	Verarbeitung	Transport und Vertrieb	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 1)	1 bis 500 km	0,0	25,8	2,9	0,3	0,0	30,9	3,5	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	25,8	2,8	0,3	0,0	30,9	3,3	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	25,8	4,3	0,3	0,0	30,9	5,2	0,3
	Über 10 000 km	0,0	25,8	7,9	0,3	0,0	30,9	9,5	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 2a)	1 bis 500 km	0,0	12,5	3,0	0,3	0,0	15,0	3,6	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	12,5	2,9	0,3	0,0	15,0	3,5	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	12,5	4,4	0,3	0,0	15,0	5,3	0,3
	Über 10 000 km	0,0	12,5	8,1	0,3	0,0	15,0	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 3a)	1 bis 500 km	0,0	2,4	3,0	0,3	0,0	2,8	3,6	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	2,4	2,9	0,3	0,0	2,8	3,5	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	2,4	4,4	0,3	0,0	2,8	5,3	0,3
	Über 10 000 km	0,0	2,4	8,2	0,3	0,0	2,8	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 1)	2 500 bis 10 000 km	3,9	24,5	4,3	0,3	3,9	29,4	5,2	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 2a)	2 500 bis 10 000 km	5,0	10,6	4,4	0,3	5,0	12,7	5,3	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 3a)	2 500 bis 10 000 km	5,3	0,3	4,4	0,3	5,3	0,4	5,3	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 1)	1 bis 500 km	3,4	24,5	2,9	0,3	3,4	29,4	3,5	0,3
	500 bis 10 000 km	3,4	24,5	4,3	0,3	3,4	29,4	5,2	0,3
	Über 10 000 km	3,4	24,5	7,9	0,3	3,4	29,4	9,5	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 2a)	1 bis 500 km	4,4	10,6	3,0	0,3	4,4	12,7	3,6	0,3
	500 bis 10 000 km	4,4	10,6	4,4	0,3	4,4	12,7	5,3	0,3
	Über 10 000 km	4,4	10,6	8,1	0,3	4,4	12,7	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 3a)	1 bis 500 km	4,6	0,3	3,0	0,3	4,6	0,4	3,6	0,3
	500 bis 10 000 km	4,6	0,3	4,4	0,3	4,6	0,4	5,3	0,3
	Über 10 000 km	4,6	0,3	8,2	0,3	4,6	0,4	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 1)	1 bis 500 km	2,0	24,5	2,9	0,3	2,0	29,4	3,5	0,3
	500 bis 2 500 km	2,0	24,5	4,3	0,3	2,0	29,4	5,2	0,3
	2 500 bis 10 000 km	2,0	24,5	7,9	0,3	2,0	29,4	9,5	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 2a)	1 bis 500 km	2,5	10,6	3,0	0,3	2,5	12,7	3,6	0,3
	500 bis 10 000 km	2,5	10,6	4,4	0,3	2,5	12,7	5,3	0,3
	Über 10 000 km	2,5	10,6	8,1	0,3	2,5	12,7	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 3a)	1 bis 500 km	2,6	0,3	3,0	0,3	2,6	0,4	3,6	0,3
	500 bis 10 000 km	2,6	0,3	4,4	0,3	2,6	0,4	5,3	0,3
	Über 10 000 km	2,6	0,3	8,2	0,3	2,6	0,4	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 1)	1 bis 500 km	1,1	24,8	2,9	0,3	1,1	29,8	3,5	0,3
	500 bis 2 500 km	1,1	24,8	2,8	0,3	1,1	29,8	3,3	0,3
	2 500 bis 10 000 km	1,1	24,8	4,3	0,3	1,1	29,8	5,2	0,3
	Über 10 000 km	1,1	24,8	7,9	0,3	1,1	29,8	9,5	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 2a)	1 bis 500 km	1,4	11,0	3,0	0,3	1,4	13,2	3,6	0,3
	500 bis 2 500 km	1,4	11,0	2,9	0,3	1,4	13,2	3,5	0,3
	2 500 bis 10 000 km	1,4	11,0	4,4	0,3	1,4	13,2	5,3	0,3
	Über 10 000 km	1,4	11,0	8,1	0,3	1,4	13,2	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 3a)	1 bis 500 km	1,4	0,8	3,0	0,3	1,4	0,9	3,6	0,3
	500 bis 2 500 km	1,4	0,8	2,9	0,3	1,4	0,9	3,5	0,3
	2 500 bis 10 000 km	1,4	0,8	4,4	0,3	1,4	0,9	5,3	0,3
	Über 10 000 km	1,4	0,8	8,2	0,3	1,4	0,9	9,8	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 1)	1 bis 500 km	0,0	14,3	2,8	0,3	0,0	17,2	3,3	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	14,3	2,7	0,3	0,0	17,2	3,2	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	14,3	4,2	0,3	0,0	17,2	5,0	0,3
	Über 10 000 km	0,0	14,3	7,7	0,3	0,0	17,2	9,2	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 2a)	1 bis 500 km	0,0	6,0	2,8	0,3	0,0	7,2	3,4	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	6,0	2,7	0,3	0,0	7,2	3,3	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	6,0	4,2	0,3	0,0	7,2	5,1	0,3
	Über 10 000 km	0,0	6,0	7,8	0,3	0,0	7,2	9,3	0,3
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 3a)	1 bis 500 km	0,0	0,2	2,8	0,3	0,0	0,3	3,4	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	0,2	2,7	0,3	0,0	0,3	3,3	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	0,2	4,2	0,3	0,0	0,3	5,1	0,3
	Über 10 000 km	0,0	0,2	7,8	0,3	0,0	0,3	9,3	0,3

Landwirtschaftliche Optionen

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transport-entfernung	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)				Treibhausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
		Anbau	Verarbei-tung	Transport und Vertrieb	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs	Anbau	Verar-beitung	Transport und Vertrieb	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von <0,2 t/m3	1 bis 500 km	0,0	0,9	2,6	0,2	0,0	1,1	3,1	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	0,9	6,5	0,2	0,0	1,1	7,8	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	0,9	14,2	0,2	0,0	1,1	17,0	0,3
	Über 10 000 km	0,0	0,9	28,3	0,2	0,0	1,1	34,0	0,3
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von >0,2 t/m3	1 bis 500 km	0,0	0,9	2,6	0,2	0,0	1,1	3,1	0,3
	500 bis 2 500 km	0,0	0,9	3,6	0,2	0,0	1,1	4,4	0,3
	2 500 bis 10 000 km	0,0	0,9	7,1	0,2	0,0	1,1	8,5	0,3
	Über 10 000 km	0,0	0,9	13,6	0,2	0,0	1,1	16,3	0,3
Strohpellets	1 bis 500 km	0,0	5,0	3,0	0,2	0,0	6,0	3,6	0,3
	500 bis 10 000 km	0,0	5,0	4,6	0,2	0,0	6,0	5,5	0,3
	Über 10 000 km	0,0	5,0	8,3	0,2	0,0	6,0	10,0	0,3
Bagassebriketts	500 bis 10 000 km	0,0	0,3	4,3	0,4	0,0	0,4	5,2	0,5
Bagassebriketts	Über 10 000 km	0,0	0,3	8,0	0,4	0,0	0,4	9,5	0,5
Palmkern-Extraktionsschrot	Über 10 000 km	21,6	21,1	11,2	0,2	21,6	25,4	13,5	0,3
Palmkern-Extraktionsschrot (keine CH4-Emissionen aus der Ölmühle)	Über 10 000 km	21,6	3,5	11,2	0,2	21,6	4,2	13,5	0,3

Disaggregierte Standardwerte für Biogas zur Elektrizitätsproduktion

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem		Technologie	TYPISCHER WERT [gCO2eq/MJ]					STANDARDWERT [gCO2eq/MJ]
Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem		Technologie	Anbau	Verarbeitung	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs	Transport	Gutschrift für Mist-/ Güllenutzung	Anbau	Verarbeitung	Nicht-CO2-Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs	Transport	Gutschrift für Mist-/Güllenutzung
Gülle (1)	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager	0,0	69,6	8,9	0,8	– 107,3	0,0	97,4	12,5	0,8	– 107,3
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück– standslager	0,0	0,0	8,9	0,8	– 97,6	0,0	0,0	12,5	0,8	– 97,6
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	0,0	74,1	8,9	0,8	– 107,3	0,0	103,7	12,5	0,8	– 107,3
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	0,0	4,2	8,9	0,8	– 97,6	0,0	5,9	12,5	0,8	– 97,6
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	0,0	83,2	8,9	0,9	– 120,7	0,0	116,4	12,5	0,9	– 120,7
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	0,0	4,6	8,9	0,8	– 108,5	0,0	6,4	12,5	0,8	– 108,5
Mais, gesamte Pflanze (2)	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager	15,6	13,5	8,9	0,0 (3)	—	15,6	18,9	12,5	0,0	—
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück-standslager	15,2	0,0	8,9	0,0	—	15,2	0,0	12,5	0,0	—
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	15,6	18,8	8,9	0,0	—	15,6	26,3	12,5	0,0	—
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	15,2	5,2	8,9	0,0	—	15,2	7,2	12,5	0,0	—
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	17,5	21,0	8,9	0,0	—	17,5	29,3	12,5	0,0	—
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	17,1	5,7	8,9	0,0	—	17,1	7,9	12,5	0,0	—
Bioabfall	Fall 1	Offenes Gärrück-standslager	0,0	21,8	8,9	0,5	—	0,0	30,6	12,5	0,5	—
	Fall 1	Geschlossenes Gärrück-standslager	0,0	0,0	8,9	0,5	—	0,0	0,0	12,5	0,5	—
	Fall 2	Offenes Gärrück-standslager	0,0	27,9	8,9	0,5	—	0,0	39,0	12,5	0,5	—
	Fall 2	Geschlossenes Gärrück-standslager	0,0	5,9	8,9	0,5	—	0,0	8,3	12,5	0,5	—
	Fall 3	Offenes Gärrück-standslager	0,0	31,2	8,9	0,5	—	0,0	43,7	12,5	0,5	—
	Fall 3	Geschlossenes Gärrück-standslager	0,0	6,5	8,9	0,5	—	0,0	9,1	12,5	0,5	—
(1) Die Werte für die Biogasproduktion aus Mist/Gülle schließen negative Emissionen durch Emissionseinsparungen aufgrund der Bewirtschaftung von Frischmist/-gülle ein. Der esca-Wert ist gleich – 45 gCO2eq/MJ für in der anaeroben Zersetzung verwendete(n) Mist/Gülle. (2) Der Begriff „Mais, gesamte Pflanze“ sollte als Mais ausgelegt werden, der zur Verwendung als Futtermittel geerntet und zur Haltbarmachung siliert wurde. (3) Der Wert für den „Anbau“ umfasst gemäß der im Bericht der Kommission vom 25. Februar 2010 an den Rat und das Europäische Parlament über Nachhaltigkeitskriterien für die Nutzung fester und gasförmiger Biomasse bei Stromerzeugung, Heizung und Kühlung enthaltenen Methode auch den Transport von landwirtschaftlichen Rohstoffen zur Umwandlungsanlage. Der Wert für den Transport von Maissilage liegt bei 0,4 gCO2eq/MJ Biogas.

Disaggregierte Standardwerte für Biomethan

Biomethanproduktionssystem	Technologische Optionen		TYPISCHER WERT [gCO2eq/MJ]						STANDARDWERT [gCO2eq/MJ]
Biomethanproduktionssystem	Technologische Optionen		Anbau	Verarbeitung	Aufbereitung	Transport	Kompression an der Tankstelle	Gutschrift für Mist-/Güllenutzung	Anbau	Verarbeitung	Aufbereitung	Transport	Kompression an der Tankstelle	Gutschrift für Mist-/ Güllenutzung
Gülle	Offenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	0,0	84,2	19,5	1,0	3,3	– 124,4	0,0	117,9	27,3	1,0	4,6	– 124,4
	Offenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	0,0	84,2	4,5	1,0	3,3	– 124,4	0,0	117,9	6,3	1,0	4,6	– 124,4
	Geschlossenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	0,0	3,2	19,5	0,9	3,3	– 111,9	0,0	4,4	27,3	0,9	4,6	– 111,9
	Geschlossenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	0,0	3,2	4,5	0,9	3,3	– 111,9	0,0	4,4	6,3	0,9	4,6	– 111,9
Mais, gesamte Pflanze	Offenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	18,1	20,1	19,5	0,0	3,3	—	18,1	28,1	27,3	0,0	4,6	—
	Offenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	18,1	20,1	4,5	0,0	3,3	—	18,1	28,1	6,3	0,0	4,6	—
	Geschlossenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	17,6	4,3	19,5	0,0	3,3	—	17,6	6,0	27,3	0,0	4,6	—
	Geschlossenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	17,6	4,3	4,5	0,0	3,3	—	17,6	6,0	6,3	0,0	4,6	—
Bioabfall	Offenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	0,0	30,6	19,5	0,6	3,3	—	0,0	42,8	27,3	0,6	4,6	—
	Offenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	0,0	30,6	4,5	0,6	3,3	—	0,0	42,8	6,3	0,6	4,6	—
	Geschlossenes Gärrückstandslager	keine Abgasverbrennung	0,0	5,1	19,5	0,5	3,3	—	0,0	7,2	27,3	0,5	4,6	—
	Geschlossenes Gärrückstandslager	Abgasverbrennung	0,0	5,1	4,5	0,5	3,3	—	0,0	7,2	6,3	0,5	4,6	—

D. TYPISCHE GESAMTWERTE UND STANDARDGESAMTWERTE DER BIOMASSE-BRENNSTOFFOPTIONEN

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transportent-fernung	Treibhausgas-emissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treib-hausgasemissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Holzschnitzel aus forstwirtschaftlichen Reststoffen	1 bis 500 km	5	6
	500 bis 2 500 km	7	9
	2 500 bis 10 000 km	12	15
	Über 10 000 km	22	27
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz)	2 500 bis 10 000 km	16	18
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt)	1 bis 500 km	8	9
	500 bis 2 500 km	10	11
	2 500 bis 10 000 km	15	18
	über 10 000 km	25	30
Holzschnitzel aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt)	1 bis 500 km	6	7
	500 bis 2 500 km	8	10
	2 500 bis 10 000 km	14	16
	über 10 000 km	24	28
Holzschnitzel aus Stammholz	1 bis 500 km	5	6
	500 bis 2 500 km	7	8
	2 500 bis 10 000 km	12	15
	über 10 000 km	22	27
Holzschnitzel aus Industriereststoffen	1 bis 500 km	4	5
	500 bis 2 500 km	6	7
	2 500 bis 10 000 km	11	13
	Über 10 000 km	21	25
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 1)	1 bis 500 km	29	35
	500 bis 2 500 km	29	35
	2 500 bis 10 000 km	30	36
	Über 10 000 km	34	41
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 2a)	1 bis 500 km	16	19
	500 bis 2 500 km	16	19
	2 500 bis 10 000 km	17	21
	Über 10 000 km	21	25
Holzbriketts oder -pellets aus forstwirtschaftlichen Reststoffen (Fall 3a)	1 bis 500 km	6	7
	500 bis 2 500 km	6	7
	2 500 bis 10 000 km	7	8
	Über 10 000 km	11	13
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 1)	2 500 bis 10 000 km	33	39
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 2a)	2 500 bis 10 000 km	20	23
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Eukalyptusholz — Fall 3a)	2 500 bis 10 000 km	10	11
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 1)	1 bis 500 km	31	37
	500 bis 10 000 km	32	38
	Über 10 000 km	36	43
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 2a)	1 bis 500 km	18	21
	500 bis 10 000 km	20	23
	Über 10 000 km	23	27
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, gedüngt — Fall 3a)	1 bis 500 km	8	9
	500 bis 10 000 km	10	11
	Über 10 000 km	13	15
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 1)	1 bis 500 km	30	35
	500 bis 10 000 km	31	37
	Über 10 000 km	35	41
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 2a)	1 bis 500 km	16	19
	500 bis 10 000 km	18	21
	Über 10 000 km	21	25
Holzbriketts oder -pellets aus Niederwald mit Kurzumtrieb (Pappelholz, ungedüngt — Fall 3a)	1 bis 500 km	6	7
	500 bis 10 000 km	8	9
	Über 10 000 km	11	13
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 1)	1 bis 500 km	29	35
	500 bis 2 500 km	29	34
	2 500 bis 10 000 km	30	36
	Über 10 000 km	34	41
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 2a)	1 bis 500 km	16	18
	500 bis 2 500 km	15	18
	2 500 bis 10 000 km	17	20
	Über 10 000 km	21	25
Holzbriketts oder -pellets aus Stammholz (Fall 3a)	1 bis 500 km	5	6
	500 bis 2 500 km	5	6
	2 500 bis 10 000 km	7	8
	Über 10 000 km	11	12
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 1)	1 bis 500 km	17	21
	500 bis 2 500 km	17	21
	2 500 bis 10 000 km	19	23
	Über 10 000 km	22	27
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 2a)	1 bis 500 km	9	11
	500 bis 2 500 km	9	11
	2 500 bis 10 000 km	10	13
	Über 10 000 km	14	17
Holzbriketts oder -pellets aus Reststoffen der Holzindustrie (Fall 3a)	1 bis 500 km	3	4
	500 bis 2 500 km	3	4
	2 500 bis 10 000 km	5	6
	Über 10 000 km	8	10

Fall 1 bezieht sich auf Verfahren, in denen ein Erdgaskessel genutzt wird, um der Pelletpresse Prozesswärme zu liefern. Der Prozessstrom wird aus dem Netz bezogen.

Fall 2a bezieht sich auf Verfahren, in denen ein mit Holzschnitzeln betriebener Kessel genutzt wird, um der Pelletpresse Prozesswärme zu liefern. Der Prozessstrom wird aus dem Netz bezogen.

Fall 3a bezieht sich auf Verfahren, in denen eine mit Holzschnitzeln betriebene KWK-Anlage genutzt wird, um der Pelletpresse Wärme und Elektrizität zu liefern.

Biomasse-Brennstoff-Produktionssystem	Transportent-fernung	Treibhausgasemissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgas-emissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von <0,2 t/m3 (1)	1 bis 500 km	4	4
	500 bis 2 500 km	8	9
	2 500 bis 10 000 km	15	18
	Über 10 000 km	29	35
Landwirtschaftliche Reststoffe mit einer Dichte von >0,2 t/m3 (2)	1 bis 500 km	4	4
	500 bis 2 500 km	5	6
	2 500 bis 10 000 km	8	10
	Über 10 000 km	15	18
Strohpellets	1 bis 500 km	8	10
	500 bis 10 000 km	10	12
	Über 10 000 km	14	16
Bagassebriketts	500 bis 10 000 km	5	6
Bagassebriketts	Über 10 000 km	9	10
Palmkern-Extraktionsschrot	Über 10 000 km	54	61
Palmkern-Extraktionsschrot (keine CH4-Emissionen aus der Ölmühle)	Über 10 000 km	37	40
(1) Diese Gruppe von Materialien umfasst landwirtschaftliche Reststoffe von geringer Schüttdichte, darunter u. a. Strohballen, Haferspelzen, Reisspelzen und Rohrzuckerbagasseballen (unvollständige Liste). (2) Die Gruppe von landwirtschaftlichen Reststoffen mit höherer Schüttdichte umfasst Maiskolben, Nussschalen, Sojabohnenschalen und Palmkernschalen (unvollständige Liste).

Typische Werte und Standardwerte — Biogas zur Elektrizitätserzeugung

Biogasproduktionssystem	Technologische Optionen		Typischer Wert	Standardwert
Biogasproduktionssystem	Technologische Optionen		Treibhausgas-emissionen (gCO2eq/MJ)	Treibhaus-gasemissionen (gCO2eq/MJ)
Biogas aus Gülle zur Elektrizitätserzeugung	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager (1)	– 28	3
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager (2)	– 88	– 84
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	– 23	10
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	– 84	– 78
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	– 28	9
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	– 94	– 89
Biogas aus Mais (gesamte Pflanze) zur Elektrizitätserzeugung	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	38	47
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	24	28
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	43	54
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	29	35
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	47	59
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	32	38
Biogas aus Bioabfall zur Elektrizitätserzeugung	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	31	44
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	9	13
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	37	52
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	15	21
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	41	57
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	16	22
(1) Die offene Lagerung von Gärrückständen bringt zusätzliche Methanemissionen in Abhängigkeit von Wetter, Substrat und Vergärungseffizienz mit sich. Bei diesen Berechnungen entsprechen der Betrag für Mist/Gülle 0,05 MJ CH4/MJ Biogas, für Mais 0,035 MJ CH4/MJ Biogas und für Bioabfall 0,01 MJ CH4/MJ Biogas. (2) Bei der geschlossenen Lagerung werden die Gärrückstände aus dem Zersetzungsprozess in einem gasdichten Tank gelagert, und es wird davon ausgegangen, dass das zusätzlich während der Lagerung freigegebene Gas für die Erzeugung zusätzlicher Elektrizität oder zusätzlichen Biomethans aufgefangen wird.

Typische Werte und Standardwerte für Biomethan

Biomethanproduktionssystem	Technologische Optionen	Treibhausgas-emissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgas-emissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Biomethan aus Gülle	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung (1)	– 20	22
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung (2)	– 35	1
	Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung	– 88	– 79
	Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung	– 103	– 100
Biomethan aus Mais (gesamte Pflanze)	Offenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung	58	73
	Offenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung	43	52
	Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung	41	51
	Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung	26	30
Biomethan aus Bioabfall	Offenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung	51	71
	Offenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung	36	50
	Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung	25	35
	Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung	10	14
(1) Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), Membrantrenntechnik, kryogene Trennung und physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS). Dies schließt die Emission von 0,03 MJ CH4/MJ Biomethan für die Emission von Methan in den Abgasen ein. (2) Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), sofern das Wasser aufbereitet wird, Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), chemische Absorption (Chemical Scrubbing), physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS), Membrantrenntechnik und kryogene Trennung. Für diese Kategorie werden keine Methanemissionen berücksichtigt (das Methan im Abgas verbrennt gegebenenfalls).

Typische Werte und Standardwerte — Biogas zur Elektrizitätserzeugung — Vermischung von Mist/Gülle und Mais: Treibhausgasemissionen mit Anteilsangaben auf Grundlage von Frischmasse

Biogasproduktionssystem		Technologische Optionen	Treibhausgas-emissionen — typischer Wert (gCO2eq/MJ)	Treibhausgas-emissionen — Standardwert (gCO2eq/MJ)
Mist/Gülle — Mais 80 % — 20 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	17	33
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	– 12	– 9
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	22	40
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	– 7	– 2
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	23	43
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	– 9	– 4
Mist/Gülle — Mais 70 % — 30 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	24	37
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	0	3
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	29	45
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	4	10
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	31	48
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	4	10
Mist/Gülle — Mais 60 % — 40 %	Fall 1	Offenes Gärrückstandslager	28	40
	Fall 1	Geschlossenes Gärrückstandslager	7	11
	Fall 2	Offenes Gärrückstandslager	33	47
	Fall 2	Geschlossenes Gärrückstandslager	12	18
	Fall 3	Offenes Gärrückstandslager	36	52
	Fall 3	Geschlossenes Gärrückstandslager	12	18

Anmerkungen

Fall 1 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität und Wärme von der KWK-Anlage selbst geliefert werden.

Fall 2 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität dem Stromnetz entnommen, die Prozesswärme jedoch von der KWK-Anlage selbst geliefert wird. In einigen Mitgliedstaaten ist es Betreibern nicht gestattet, Beihilfen für die Bruttoproduktion zu beantragen, sodass eine Zusammensetzung wie in Fall 1 wahrscheinlicher ist.

Fall 3 bezieht sich auf Optionen, bei denen die für das Verfahren erforderliche Elektrizität dem Stromnetz entnommen und die Prozesswärme von einem Biogaskessel geliefert wird. Dieser Fall gilt für einige Anlagen, bei denen der KWK-Kessel nicht vor Ort ist und Biogas verkauft (aber nicht zu Biomethan aufbereitet) wird.

Typische Werte und Standardwerte — Biomethan — Vermischung von Mist/Gülle und Mais: Treibhausgasemissionen mit Anteilsangaben auf Grundlage von Frischmasse

Biomethanproduktionssystem	Technologische Optionen	Typischer Wert	Standardwert
Biomethanproduktionssystem	Technologische Optionen	(gCO2eq/MJ)	(gCO2eq/MJ)
Mist/Gülle — Mais 80 % — 20 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	32	57
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	17	36
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	– 1	9
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	– 16	– 12
Mist/Gülle — Mais 70 % — 30 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	41	62
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	26	41
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	13	22
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	– 2	1
Mist/Gülle — Mais 60 % - 40 %	Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	46	66
	Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	31	45
	Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung	22	31
	Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung	7	10

Bei Biomethan, das in Form von komprimiertem Biomethan als Kraftstoff für den Verkehr verwendet wird, müssen zu den typischen Werten 3,3 gCO2eq/MJ Biomethan und zu den Standardwerten 4,6 gCO2eq/MJ Biomethan addiert werden.

ANHANG VII BERÜCKSICHTIGUNG DER FÜR DIE WÄRME- UND KÄLTEVERSORGUNG GENUTZTEN ERNEUERBAREN ENERGIE

ANHANG VII

BERÜCKSICHTIGUNG DER FÜR DIE WÄRME- UND KÄLTEVERSORGUNG GENUTZTEN ERNEUERBAREN ENERGIE

TEIL A: BERÜCKSICHTIGUNG DER MIT WÄRMEPUMPEN FÜR DIE WÄRMEVERSORGUNG GENUTZTEN ERNEUERBAREN ENERGIE

Die Menge der durch Wärmepumpen gebundenen aerothermischen, geothermischen oder hydrothermischen Energie, die für die Zwecke dieser Richtlinie als Energie aus erneuerbaren Quellen, ERES, betrachtet wird, wird nach folgender Formel berechnet:

ERES = Qusable * (1-1/SPF)

Dabei sind:

—	Qusable	=	die geschätzte, durch Wärmepumpen, die die in ►M2 artikel 7, stk. 3 ◄ genannten Kriterien erfüllen, erzeugte gesamte Nutzwärme, wie folgt umgesetzt: Nur Wärmepumpen, für die SPF > 1,15 * 1/η, werden berücksichtigt;
—	SPF	=	der geschätzte jahreszeitbedingte Leistungsfaktor für diese Wärmepumpen;
—	η	=	das Verhältnis zwischen der gesamten Bruttoelektrizitätsproduktion und dem Primärenergieverbrauch für die Elektrizitätsproduktion; sie wird als EU-Durchschnitt auf der Grundlage von Eurostat-Daten berechnet.

TEIL B: BERÜCKSICHTIGUNG DER FÜR DIE KÄLTEVERSORGUNG GENUTZTEN ERNEUERBAREN ENERGIE

1. BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

Bei der Berechnung der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie gelten folgende Begriffsbestimmungen:

(1)

„Kälteversorgung“ oder „Kühlung“ bezeichnet den Entzug von Wärme aus einem geschlossenen Raum oder einem Innenraum (Komfortanwendung) oder einem Prozess, um die Temperatur des Raumes oder des Prozesses auf eine bestimmte Temperatur (Sollwert) zu verringern oder auf dieser Temperatur zu halten; bei Kälteversorgungssystemen wird die entzogene Wärme in die Umgebungsluft, in Umgebungswasser oder in den Boden abgegeben und dort aufgenommen, wobei die Umgebung (Luft, Boden und Wasser) eine Senke für die entzogene Wärme darstellt und somit als Kältequelle dient;

(2)

„Kälteversorgungssystem“ bezeichnet eine Baugruppe aus Komponenten, die ein Wärmeentzugssystem, eine oder mehrere Kühlvorrichtungen und ein Wärmeabführungssystem sowie — im Falle der aktiven Kühlung — ein Fluid als Kühlmedium umfassen und zusammenarbeiten, um einen bestimmten Wärmetransfer herbeizuführen, und so eine vorgegebene Temperatur gewährleisten;

a)

bei der Raumkühlung kann es sich um ein System mit freier Kühlung oder um ein System mit einem Kälteerzeuger handeln, wobei die Kälteversorgung eine der Hauptfunktionen des Systems darstellt;

b)

bei der Prozesskühlung ist ein Kälteerzeuger in das Kälteversorgungssystem integriert, wobei die Kälteversorgung eine der Hauptfunktionen des Systems darstellt;

(3)

„freie Kühlung“ bezeichnet ein Kälteversorgungssystem, das eine natürliche Kältequelle nutzt, um aus einem zu kühlenden Raum oder Prozess durch den Transport eines oder mehrerer Fluide über eine oder mehrere Pumpen und/oder einen oder mehrere Ventilatoren Wärme zu entziehen, ohne dass dabei ein Kälteerzeuger erforderlich ist;

(4)

„Kälteerzeuger“ bezeichnet den Teil eines Kälteversorgungssystems, der mithilfe eines Kaltdampfkompressions- oder Sorptionsprozesses oder eines anderen thermodynamischen Kreisprozesses eine Temperaturdifferenz erzeugt, die es ermöglicht, dem zu kühlenden Raum oder Prozess Wärme zu entziehen, und der genutzt wird, wenn die Kältequelle nicht verfügbar oder unzureichend ist;

(5)

„aktive Kühlung“ bezeichnet den Entzug von Wärme aus einem Raum oder einem Prozess, wobei Energie zugeführt werden muss, um den Kühlbedarf zu decken; die aktive Kühlung wird genutzt, wenn der natürliche Energiefluss nicht verfügbar oder unzureichend ist, und kann mit oder ohne Kälteerzeuger erfolgen;

(6)

„passive Kühlung“ bezeichnet den Entzug von Wärme durch Leitung, Konvektion, Strahlung oder Massentransfer über den natürlichen Energiefluss, ohne dass dabei ein Kühlfluid für den Entzug und die Abführung von Wärme oder für die Erzeugung einer niedrigeren Temperatur mit einem Kälteerzeuger erforderlich ist; sie umfasst auch die Verringerung des Kühlbedarfs durch Merkmale der Gebäudeauslegung wie Gebäudedämmung, Dach- oder Fassadenbegrünung, Beschattung oder eine höhere Gebäudemasse sowie durch Belüftung oder Komfortventilatoren;

(7)

„Belüftung“ bezeichnet eine natürliche oder erzwungene Luftbewegung, mit der Umgebungsluft in einen Raum eingebracht wird, um für eine angemessene Innenluftqualität und -temperatur zu sorgen;

(8)

„Komfortventilator“ bezeichnet ein Produkt aus einem Ventilator und einer Baugruppe mit einem elektrischen Motor, das Luft bewegt, um das Wohlbefinden im Sommer durch Erhöhung der Luftgeschwindigkeit in der Nähe des menschlichen Körpers zu erhöhen, da dies ein thermisches Kühlungsempfinden auslöst;

(9)

„Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie“ bezeichnet die mit einer bestimmten Energieeffizienz bereitgestellte Kälteversorgung, wobei die Energieeffizienz als jahreszeitbedingter, in Primärenergie berechneter Leistungsfaktor ausgedrückt wird;

(10)

„Wärmesenke“ oder „Kältequelle“ bezeichnet eine externe natürliche Senke, in die die dem Raum oder dem Prozess entzogene Wärme abgegeben wird; dabei kann es sich um Umgebungsluft, Umgebungswasser in Form natürlicher oder künstlicher Wasserkörper sowie um geothermische Formationen unter der festen Erdoberfläche handeln;

(11)

„Wärmeentzugssystem“ bezeichnet eine Vorrichtung, die dem zu kühlenden Raum oder Prozess Wärme entzieht, wie z. B. einen Verdampfer in einem Kaltdampfkompressionsprozess;

(12)

„Kühlvorrichtung“ bezeichnet eine für die aktive Kühlung ausgelegte Vorrichtung;

(13)

„Wärmeabführungssystem“ bezeichnet die Vorrichtung, mit der die abschließende Wärmeübertragung vom Kühlmedium auf die Wärmesenke erfolgt, wie z. B. einen Luft-Kältemittel-Kondensator in einem luftgekühlten Kaltdampfkompressionsprozess;

(14)

„Energiezufuhr“ bezeichnet die Energie, die für den Transport des Fluids (bei der freien Kühlung) oder für den Transport des Fluids und den Antrieb des Kälteerzeugers (bei der aktiven Kühlung mit einem Kälteerzeuger) erforderlich ist;

(15)

„Fernkälteversorgung“ bezeichnet die Verteilung thermischer Energie in Form kalter Flüssigkeiten von zentralen oder dezentralen Erzeugungsquellen über ein Netz an mehrere Gebäude oder Standorte, damit sie für die Raum- oder Prozesskühlung genutzt werden kann;

(16)

„jahreszeitbedingter Primärleistungsfaktor“ bezeichnet eine Messgröße für die Effizienz eines Kälteversorgungssystems bei der Primärenergieumwandlung;

(17)

„äquivalente Volllaststunden“ bezeichnet die Anzahl der Stunden, in denen ein Kälteversorgungssystem bei Volllast betrieben werden müsste, um die Kühlmenge zu erzeugen, die es im Laufe eines Jahres — bei unterschiedlicher Last — tatsächlich erzeugt;

(18)

„Kühlungs-Grad-Tage“ bezeichnet die auf der Grundlage von 18 °C berechneten Klimawerte, die als Eingabewerte zur Bestimmung der äquivalenten Volllaststunden dienen.

2. ANWENDUNGSBEREICH

1.

Bei der Berechnung der Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie berücksichtigen die Mitgliedstaaten die aktive Kühlung, einschließlich der Fernkälteversorgung, unabhängig davon, ob es sich um freie Kühlung handelt oder ein Kälteerzeuger genutzt wird.

2.

Die Mitgliedstaaten berücksichtigen Folgendes nicht:

a)

passive Kühlung; bei Nutzung der Belüftungsluft als Wärmetransportmedium für die Kälteversorgung wird die entsprechende Kühlung, die entweder durch einen Kälteerzeuger oder durch freie Kühlung bereitgestellt werden kann, jedoch in die Berechnung der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie einbezogen.

b)

folgende Kälteversorgungstechnologien oder -verfahren:

i)

Kälteversorgung in Verkehrsmitteln ( 46 );

ii)

Kälteversorgungssysteme, die in erster Linie der Herstellung oder Lagerung verderblicher Materialen bei bestimmten Temperaturen dienen (Kühl- und Gefriergeräte);

iii)

Kälteversorgungssysteme für die Raum- oder Prozesskühlung mit Solltemperaturwerten von unter 2 °C;

iv)

Kälteversorgungssysteme für die Raum- oder Prozesskühlung mit Solltemperaturwerten von über 30 °C;

v)

Kühlung von Abwärme bei der Energieerzeugung, in Industrieverfahren und im tertiären Sektor ( 47 ).

c)

Energie für die Kühlung in Kraftwerken, bei der Zement-, Eisen- und Stahlherstellung, in Abwasserbehandlungsanlagen, in IT-Anlagen (wie z. B. Rechenzentren), in Stromübertragungs- und -verteilungsanlagen sowie in Verkehrsinfrastrukturen.

Die Mitgliedstaaten können aus Umweltschutzgründen weitere Kategorien von Kälteversorgungssystemen von der Berechnung der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie ausschließen, um natürliche Kältequellen in bestimmten geografischen Gebieten zu erhalten. Ein Beispiel ist der Schutz von Flüssen oder Seen vor Überwärmung.

3. METHODE ZUR BERÜCKSICHTIGUNG DER FÜR EINZEL-KÄLTEVERSORGUNG UND FERNKÄLTEVERSORGUNG GENUTZTEN ERNEUERBAREN ENERGIE

Nur Kälteversorgungssysteme, die die als jahreszeitbedingter Primärleistungsfaktor (SPFp) ausgedrückte Mindesteffizienzanforderung gemäß Abschnitt 3.2 Absatz 2 überschreiten, werden bei der Nutzung erneuerbarer Energie berücksichtigt.

3.1. Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie

Die Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie (ERES-C) wird nach der folgenden Formel berechnet:

Dabei gilt:

ist die von dem Kälteversorgungssystem in Umgebungsluft, Umgebungswasser oder den Boden abgegebene Wärmemenge ( 48 );

EINPUT ist der Energieverbrauch des Kälteversorgungssystems; bei Systemen, bei denen eine Messung erfolgt, z. B. bei der Fernkälteversorgung, umfasst dies auch den Energieverbrauch der Hilfssysteme;

ist die von dem Kälteversorgungssystem bereitgestellte Kühlenergie ( 49 );

ist je Kälteversorgungssystem als Anteil der bereitgestellten Kühlung definiert, die im Einklang mit den SPF-Anforderungen als erneuerbar betrachtet werden kann, und wird als Prozentsatz angegeben. Der SPF wird ohne Berücksichtigung von Verteilungsverlusten bestimmt. Für die Fernkälteversorgung bedeutet dies, dass der SPF für jeden Kälteerzeuger oder für jedes System mit freier Kühlung bestimmt wird. Für Kälteversorgungssysteme, bei denen ein Standard-SPF genutzt werden kann, werden die Koeffizienten F(1) und F(2) aus der Verordnung (EU) 2016/2281 der Kommission ( 50 ) und der damit verbundenen Mitteilung der Kommission ( 51 ) nicht als Korrekturfaktoren angewandt.

Bei einer zu 100 % mit erneuerbarer Wärme betriebenen Kälteversorgung (Absorption und Adsorption), sollte die gesamte bereitgestellte Kühlmenge als erneuerbar betrachtet werden.

Die für die Berechnung von und erforderlichen Schritte werden in den Abschnitten 3.2 bis 3.4 erläutert.

3.2. Berechnung des als erneuerbare Energie einzustufenden Anteils des jahreszeitbedingten Leistungsfaktors —

SSPF ist der Anteil der bereitgestellten Kühlung, der als erneuerbar betrachtet werden kann. Der nimmt mit steigenden SPFp-Werten zu. Der SPFp ( 52 ) ist gemäß der Verordnung (EU) 2016/2281 der Kommission und der Verordnung (EU) Nr. 206/2012 der Kommission ( 53 ) definiert, wobei jedoch der Standard-Primärenergiefaktor für Strom in der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates (in der durch die Richtlinie (EU) 2018/2002 ( 54 ) geänderten Fassung) aktualisiert wurde und nun 2,1 beträgt. Es sind die Randbedingungen aus der Norm EN 14511 anzuwenden.

Die als jahreszeitbedingter Primärleistungsfaktor ausgedrückte Mindesteffizienz, die das Kälteversorgungssystem aufweisen muss, beträgt mindestens 1,4 (SPFpLOW ). Damit 100 % beträgt, muss das Kälteversorgungssystem eine Effizienz von mindestens 6 (SPFpHIGH ) aufweisen. Bei allen anderen Kälteversorgungssystemen wird folgende Berechnung durchgeführt:

SPFp ist die als jahreszeitbedingter Primärleistungsfaktor ausgedrückte Effizienz des Kälteversorgungssystems;

ist der als Primärenergie angegebene und auf der Effizienz von Standard-Kälteversorgungssystemen beruhende Mindestwert des jahreszeitbedingten Leistungsfaktors (Ökodesign-Mindestanforderungen);

ist der als Primärenergie angegebene und auf besten verfügbaren Verfahren für die freie Kühlung bei der Fernkälteversorgung beruhende obere Schwellenwert des jahreszeitbedingten Leistungsfaktors ( 55 ).

3.3. Berechnung der Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie mit Standard-SPF-Werten und mit gemessenen SPF-Werten

Standard-SPF und gemessener SPF

Aufgrund der Ökodesign-Anforderungen aus der Verordnung (EU) Nr. 206/2012 und der Verordnung (EU) 2016/2281 liegen standardisierte SPF-Werte für elektrisch oder mit Verbrennungsmotoren betriebene Kaltdampfkompressions-Kälteerzeuger vor. Diese Werte sind bei der Komfortkühlung für Kälteerzeuger mit einer Leistung von bis zu 2 MW und bei der Prozesskühlung mit einer Leistung von bis zu 1,5 MW verfügbar. Für andere Technologien und Leistungsbereiche liegen keine Standardwerte vor. Für die Fernkälteversorgung gibt es keine Standardwerte, es werden jedoch Messwerte verwendet, die zur Verfügung stehen; sie ermöglichen es, SPF-Werte zumindest auf jährlicher Basis zu berechnen.

Für die Berechnung der Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie können Standard-SPF-Werte verwendet werden, soweit sie verfügbar sind. Wenn keine Standardwerte vorliegen oder Messung gängige Praxis ist, sind die gemessenen SPF-Werte zu verwenden, die anhand von Schwellenwerten für die Kühlleistung eingeteilt werden. Bei Kälteerzeugern mit einer Kühlleistung von weniger als 1,5 MW kann der Standard-SPF verwendet werden, während der gemessene SPF für die Fernkälteversorgung, für Kälteerzeuger mit einer Kühlleistung von mindestens 1,5 MW und für Kälteerzeuger, für die keine Standardwerte vorliegen, zu verwenden ist.

Zudem ist für alle Kälteversorgungssysteme ohne Standard-SPF, einschließlich aller Lösungen mit freier Kühlung und wärmebetriebener Kälteerzeuger, ein gemessener SPF zu bestimmen, um die Berechnungsmethode für die Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie anwenden zu können.

Festlegung von Standard-SPF-Werten

SPF-Werte werden als Primärenergieeffizienz angegeben, die anhand von Primärenergiefaktoren gemäß der Verordnung (EU) 2016/2281 berechnet wird, um die Effizienz der verschiedenen Arten von Kälteerzeugern bei der Raumkühlung zu bestimmen ( 56 ). Der Primärenergiefaktor aus der Verordnung (EU) 2016/2281 beträgt 1/η, wobei η das durchschnittliche Verhältnis zwischen der gesamten Bruttostromerzeugung und dem mit der Stromerzeugung verbundenen Primärenergieverbrauch in der gesamten EU angibt. Aufgrund der Änderung des Standard-Primärenergiefaktors für Strom, der unter Nummer 1 des Anhangs der Richtlinie (EU) 2018/2002 zur Änderung der Fußnote 3 aus Anhang IV der Richtlinie 2012/27/EU als Koeffizient bezeichnet wird, wird der in der Verordnung (EU) 2016/2281 angegebene Primärenergiefaktor von 2,5 bei der Berechnung der SPF-Werte durch den Wert 2,1 ersetzt.

Werden Primärenergieträger wie Wärme oder Gas für die Energiezufuhr des Kälteerzeugers genutzt, beträgt der Primärenergiefaktor (1/η) standardmäßig 1, da keine Energieumwandlung stattfindet und somit η = 1.

Die Standardbetriebsbedingungen und die weiteren für die Bestimmung des SPF erforderlichen Parameter sind — je nach Kälteerzeugerkategorie — in der Verordnung (EU) 2016/2281 und der Verordnung (EU) Nr. 206/2012 festgelegt. Es sind die Randbedingungen aus der Norm EN 14511 anzuwenden.

Bei reversiblen Kälteerzeugern (Umkehrwärmepumpen), die vom Anwendungsbereich der Verordnung (EU) 2016/2281 ausgenommen sind, da ihre Wärmeversorgungsfunktion von der Verordnung (EU) Nr. 813/2013 der Kommission mit Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung von Raumheizgeräten und Kombiheizgeräten ( 57 ) abgedeckt ist, wird die SPF-Berechnung auf dieselbe Weise vorgenommen, die in der Verordnung (EU) 2016/2281 für vergleichbare nicht reversible Kälteerzeuger festgelegt wurde.

Beispielsweise wird der SPFp für elektrisch betriebene Kaltdampfkompressions-Kälteerzeuger wie folgt definiert (der Index p gibt an, dass der SPF im Hinblick auf die Primärenergie definiert ist):

—

für die Raumkühlung:

—

für die Prozesskühlung:

Dabei gilt:

—

SEER und SEPR sind auf die Endenergie bezogene jahreszeitbedingte Leistungsfaktoren ( 58 ) (SEER steht für „Jahresarbeitszahl im Kühlbetrieb“ („Seasonal Energy Efficiency Ratio“), SEPR steht für „Jahresarbeitszahl“ („Seasonal Energy Performance Ratio“)) gemäß der Verordnung (EU) 2016/2281 und der Verordnung (EU) Nr. 206/2012;

—

η ist das durchschnittliche Verhältnis zwischen der gesamten Bruttostromerzeugung und dem mit der Stromerzeugung verbundenen Primärenergieverbrauch in der EU (η = 0,475 und 1/η = 2,1).

F(1) und F(2) sind Korrekturfaktoren gemäß der Verordnung (EU) 2016/2281 und der damit verbundenen Mitteilung der Kommission. Diese Koeffizienten werden gemäß der Verordnung (EU) 2016/2281 nicht auf die Prozesskühlung angewandt, da in diesen Fällen die direkt auf die Endenergie bezogene Messgröße SEPR verwendet wird. Soweit keine angepassten Werte vorliegen, werden für die SEER-Umrechnung dieselben Werte verwendet wie für die SEPR-Umrechnung.

SPF-Randbedingungen

Bei der Bestimmung des SPF des Kälteerzeugers werden die in der Verordnung (EU) 2016/2281 und in der Verordnung (EU) Nr. 206/2012 festgelegten Randbedingungen angewandt. Bei Wasser-Luft- und Wasser-Wasser-Kälteerzeugern wird die zur Bereitstellung der Kältequelle erforderliche Energiezufuhr mit dem Korrekturfaktor F(2) berücksichtigt. Die SPF-Randbedingungen sind in Abbildung 1 dargestellt. Diese Randbedingungen gelten für alle Kälteversorgungssysteme, d. h. sowohl für Systeme mit freier Kühlung als auch für Systeme mit Kälteerzeugern.

Diese Randbedingungen sind mit denen für Wärmepumpen (bei Verwendung im Heizbetrieb) gemäß dem Beschluss 2013/114/EU der Kommission ( 59 ) vergleichbar. Im Unterschied zu Kälteversorgungssystemen wird bei Wärmepumpen der dem Hilfsstromverbrauch entsprechende Stromverbrauch (Thermostat-Aus-Zustand, Bereitschaftszustand, Aus-Zustand, Betriebszustand mit Kurbelwannenheizung) bei der Bewertung des SPF ausgenommen. Da jedoch im Falle der Kälteversorgung sowohl Standard-SPF-Werte als auch gemessene SPF-Werte verwendet werden und beim gemessenen SPF der Hilfsstromverbrauch berücksichtigt wird, ist es erforderlich, den Hilfsstromverbrauch in beiden Fällen zu berücksichtigen.

Im Falle der Fernkälteversorgung werden die verteilungsbedingten Kälteverluste und der Stromverbrauch der Verteilungspumpen zwischen der Kälteversorgungsanlage und der Übergabestation beim Kunden nicht in die Schätzung des SPF einbezogen.

Bei luftgeführten Kälteversorgungssystemen, die auch eine Belüftungsfunktion aufweisen, wird die mit dem Luftstrom bei der Belüftung verbundene Kälteversorgung nicht berücksichtigt. Auch die vom Ventilator für die Belüftung aufgenommene Leistung wird anteilig — im Verhältnis des Luftstroms, der auf die Belüftung entfällt, zum Kühlluftstrom — ausgenommen.

Abbildung 1 Darstellung der SPF-Randbedingungen für Kälteerzeuger bei Anwendung eines Standard-SPF und bei der Fernkälteversorgung (sowie bei anderen großen Kälteversorgungssystemen, auf die ein gemessener SPF angewandt wird), wobei EINPUT_AUX die Energiezufuhr an den Ventilator und/oder die Pumpe und EINPUT_CG die Energiezufuhr an den Kälteerzeuger ist.

Bei luftgeführten Kälteversorgungssystemen mit interner Kälterückgewinnung wird die auf die Kälterückgewinnung zurückgehende Kälteversorgung nicht berücksichtigt. Die auf die Kälterückgewinnung durch den Wärmetauscher zurückgehende Leistungsaufnahme des Ventilators wird anteilig — im Verhältnis der Druckverluste aufgrund des für die Kälterückgewinnung genutzten Wärmetauschers zu den Gesamtdruckverlusten des luftgeführten Kühlsystems — ausgenommen.

3.4. Berechnung anhand von Standardwerten

Bei Einzel-Kälteversorgungssystemen mit einer Leistung von weniger als 1,5 MW, für die ein Standard-SPF-Wert verfügbar ist, kann für die Schätzung der insgesamt bereitgestellten Kühlenergie eine vereinfachte Methode angewandt werden.

Bei dieser vereinfachten Methode ist die von dem Kälteversorgungssystem bereitgestellte Kühlenergie (QCsupply) die Nennkühlleistung (Pc), multipliziert mit der Anzahl der äquivalenten Volllaststunden (EFLH). Es ist möglich, einen einzigen Wert für die Kühlungs-Grad-Tage auf ein ganzes Land anzuwenden oder unterschiedliche Werte für unterschiedliche Klimazonen zu verwenden, sofern Nennleistungen und SPF-Werte für diese Klimazonen verfügbar sind.

Zur Berechnung von EFLH können folgende Standardmethoden angewandt werden:

—

für die Raumkühlung im Wohngebäudesektor: EFLH = 96 + 0,85 * CDD

—

für die Raumkühlung im tertiären Sektor: EFLH = 475 + 0,49 * CDD

—

für die Prozesskühlung: EFLH = τs * (7300 + 0,32 * CDD)

Dabei gilt:

τs ist ein Aktivitätsfaktor, der den Betriebsstunden der jeweiligen Verfahren Rechnung trägt (z. B. Betrieb an allen Tagen des Jahres: τs = 1, kein Betrieb an Wochenenden: τs = 5/7). Es gibt keinen Standardwert.

3.4.1. Berechnung anhand von Messwerten

Bei Systemen, für die keine Standardwerte vorliegen, sowie bei Kälteversorgungssystemen mit einer Leistung von mehr als 1,5 MW und bei Fernkältesystemen wird die für die Kälteversorgung genutzte erneuerbare Energie auf der Grundlage folgender Messungen berechnet:

Gemessene Energiezufuhr: Die gemessene Energiezufuhr umfasst alle Energiequellen des Kälteversorgungssystems einschließlich etwaiger Kälteerzeuger, d. h. Strom, Gas, Wärme usw. Zudem umfasst sie die Energiezufuhr für Hilfspumpen und -ventilatoren des Kälteversorgungssystems, nicht jedoch für die Verteilung der Kälte an ein Gebäude oder einen Prozess. Bei der luftgeführten Kälteversorgung mit Belüftungsfunktion wird hinsichtlich der Energiezufuhr des Kälteversorgungssystems nur die auf die Kälteversorgung zurückgehende zusätzliche Energiezufuhr berücksichtigt.

Gemessene bereitgestellte Kühlenergie: Die bereitgestellte Kühlenergie wird als Energie am Ausgang des Kälteversorgungssystems gemessen, von der etwaige Kälteverluste abgezogen werden, um die bereitgestellte Nettokühlenergie für das Gebäude oder den Prozess (d. h. den Endnutzer der Kälteversorgung) zu schätzen. Zu den Kälteverlusten zählen Verluste in einem Fernkältesystem sowie im Kälteverteilungssystem in einem Gebäude oder an einem Industriestandort. Bei luftgeführter Kühlung mit Belüftungsfunktion wird die Energie für die Einbringung frischer Luft für Belüftungszwecke von der bereitgestellten Kühlenergie abgezogen.

Die Messungen müssen für das jeweilige Meldejahr durchgeführt werden, d. h. sie müssen die gesamte Energiezufuhr sowie die gesamte bereitgestellte Kühlenergie für das gesamte Jahr umfassen.

3.4.2. Fernkälteversorgung: zusätzliche Anforderungen

Bei Fernkältesystemen wird die Nettokälteversorgung auf Kundenebene als bereitgestellte Nettokälteversorgung berücksichtigt und als Qc_supply_net angegeben. Thermische Verluste im Verteilungsnetz (QC_Loss ) werden von der Bruttokälteversorgung (QC_Supply_gross ) wie folgt abgezogen:

Qc_supply_net = QC_Supply_gross – QC_Loss

3.4.2.1. Unterteilung in Teilsysteme

Fernkältesysteme können in Teilsysteme unterteilt werden, wobei diese Teilsysteme mindestens einen Kälteerzeuger oder mindestens ein freies Kühlsystem umfassen. Dabei ist die bereitgestellte Kühlenergie und die Energiezufuhr für jedes Teilsystem zu messen, und die Kälteverluste sind jedem Teilsystem wie folgt zuzuweisen:

3.4.2.2. Hilfsvorrichtungen

Bei der Unterteilung eines Kälteversorgungssystems in Teilsysteme müssen die Hilfsvorrichtungen (z. B. Regelgeräte, Pumpen und Ventilatoren) des/der Kälteerzeuger(s) und/oder des Systems/der Systeme mit freier Kühlung in dasselbe/dieselben Teilsystem(e) einbezogen werden. Hilfsenergie, die für die Verteilung der Kälte innerhalb des Gebäudes aufgewandt wird, d. h. für Hilfspumpen und Endeinheiten (z. B. Gebläsekonvektoren, Ventilatoren von Luftaufbereitungsanlagen), wird nicht berücksichtigt.

Für Hilfsvorrichtungen, die keinem bestimmten Teilsystem zugeordnet werden können, wie z. B. Pumpen des Fernkältenetzes, die die von allen Kälteerzeugern gelieferte Kühlenergie bereitstellen, wird der Primärenergieverbrauch den einzelnen Kälteversorgungsteilsystemen wie bei den Kälteverlusten im Netz anteilig — im Verhältnis der von den Kälteerzeugern und/oder dem System der freien Kühlung jedes Teilsystems bereitgestellten Kühlenergie zur insgesamt bereitgestellten Kühlenergie — wie folgt zugeordnet:

Dabei gilt:

EINPUT_AUX 1 _i ist der Hilfsenergieverbrauch des Teilsystems „i“;

EINPUT_AUX 2 ist der Hilfsenergieverbrauch des Kälteversorgungssystems insgesamt, der nicht einem bestimmten Teilsystem zugeordnet werden kann.

3.5. Berechnung der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie im Hinblick auf den Gesamtanteil der erneuerbaren Energie und im Hinblick auf den Anteil der für die Wärme- und Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie

Zur Berechnung der Gesamtanteile erneuerbarer Energie wird die Menge der für die Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie sowohl zum Zähler „Bruttoendverbrauch von Energie aus erneuerbaren Quellen“ als auch zum Nenner „Bruttoendenergieverbrauch“ addiert.

Zur Berechnung der Gesamtanteile der für die Wärme- und Kälteversorgung genutzten erneuerbaren Energie wird die Menge der für die Kälteversorgung bereitgestellten erneuerbaren Energie sowohl zum Zähler „Bruttoendverbrauch von Energie aus erneuerbaren Quellen für die Wärme- und Kälteversorgung“ als auch zum Nenner „Bruttoendenergieverbrauch für die Wärme- und Kälteversorgung“ addiert.

3.6. Leitlinien für die Entwicklung genauerer Methoden und Berechnungen

Es ist vorgesehen und wird angeraten, dass die Mitgliedstaaten ihre eigenen Schätzungen des SPF und der äquivalenten Volllaststunden (EFLH) vornehmen. Solche nationalen/regionalen Ansätze sollten auf genauen Annahmen und ausreichend großen repräsentativen Stichproben beruhen, sodass die erneuerbare Energie im Vergleich zu der in diesem delegierten Rechtsakt beschriebenen Methode deutlich genauer geschätzt werden kann. Solche verbesserten Methoden können auf detaillierten Berechnungen basieren, die sich auf technische Daten stützen, mit denen unter anderem Faktoren wie das Jahr des Einbaus, die Qualität des Einbaus, der Verdichtertyp und die Größe der Maschine, der Betriebsmodus, das Wärmeverteilungssystem, Kaskadensysteme für Kälteerzeuger und die vorherrschenden regionalen Klimaverhältnisse berücksichtigt werden. Bei Verwendung alternativer Methoden und/oder Werte müssen die Mitgliedstaaten diese der Kommission zusammen mit einem Bericht über die angewandte Methode und die verwendeten Daten vorlegen. Die Kommission wird die Unterlagen erforderlichenfalls übersetzen und auf ihrer Transparenzplattform veröffentlichen.

ANHANG VIII

TEIL A. VORLÄUFIGE GESCHÄTZTE EMISSIONEN INFOLGE VON INDIREKTEN LANDNUTZUNGSÄNDERUNGEN DURCH ROHSTOFFE FÜR BIOKRAFTSTOFFE, FLÜSSIGE BIOBRENNSTOFFE UND BIOMASSE-BRENNSTOFFE (gCO2eq/MJ) ( 60 )

Rohstoffgruppe	Mittelwert (1)	Aus der Sensitivitätsanalyse abgeleitete Bandbreite zwischen den Perzentilen (2)
Getreide und sonstige Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt	12	8 bis 16
Zuckerpflanzen	13	4 bis 17
Ölpflanzen	55	33 bis 66
(1) Die hier aufgenommenen Mittelwerte stellen einen gewichteten Durchschnitt der individuell dargestellten Rohstoffwerte dar. (2) Die hier berücksichtigte Bandbreite entspricht 90 % der Ergebnisse unter Verwendung des aus der Analyse resultierenden fünften und fünfundneunzigsten Perzentilwerts. Das fünfte Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 5 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse unter 8, 4 und 33 gCO2eq/MJ). Das fünfundneunzigste Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 95 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse über 16, 17 und 66 gCO2eq/MJ).

TEIL B. BIOKRAFTSTOFFE, FLÜSSIGE BIOBRENNSTOFFE UND BIOMASSE-BRENNSTOFFE, BEI DENEN DIE EMISSIONEN INFOLGE INDIREKTER LANDNUTZUNGSÄNDERUNGEN MIT NULL ANGESETZT WERDEN

Bei Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen, die aus den folgenden Kategorien von Rohstoffen produziert werden, werden die geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen mit Null angesetzt:

1.

Rohstoffe, die nicht in Teil A dieses Anhangs aufgeführt sind;

2.

Rohstoffe, deren Anbau zu direkten Landnutzungsänderungen geführt hat, d. h. zu einem Wechsel von einer der folgenden Kategorien des IPCC in Bezug auf die Bodenbedeckung — bewaldete Flächen, Grünland, Feuchtgebiete, Ansiedlungen oder sonstige Flächen — zu Kulturflächen oder Dauerkulturen ( 61 ). In diesem Fall hätte ein „Emissionswert für direkte Landnutzungsänderungen (el)“ nach Anhang V Teil C Nummer 7 berechnet werden müssen.

ANHANG IX

Teil A. ►M2 Rohstoffe zur Produktion von Biogas für den Verkehr und fortschrittlicher Biokraftstoffe: ◄

a)

Algen, sofern zu Land in Becken oder Photobioreaktoren kultiviert;

b)

Biomasse-Anteil gemischter Siedlungsabfälle, nicht jedoch getrennte Haushaltsabfälle, für die Recycling-Ziele gemäß Artikel 11 Absatz 2 Buchstabe a der Richtlinie 2008/98/EG gelten;

c)

Bioabfall im Sinne des Artikels 3 Nummer 4 der Richtlinie 2008/98/EG aus privaten Haushalten, der einer getrennten Sammlung im Sinne des Artikels 3 Nummer 11 der genannten Richtlinie unterliegt;

d)

Biomasse-Anteil von Industrieabfällen, der ungeeignet zur Verwendung in der Nahrungs- oder Futtermittelkette ist, einschließlich Material aus Groß- und Einzelhandel, Agrar- und Ernährungsindustrie sowie Fischwirtschaft und Aquakulturindustrie und ausschließlich der in Teil B dieses Anhangs aufgeführten Rohstoffe;

e)

Stroh;

f)

Mist/Gülle und Klärschlamm;

g)

Abwasser aus Palmölmühlen und leere Palmfruchtbündel;

h)

Tallölpech;

i)

Rohglyzerin;

j)

Bagasse;

k)

Traubentrester und Weintrub;

l)

Nussschalen;

m)

Hülsen;

n)

entkernte Maiskolben;

o)

Biomasse-Anteile von Abfällen und Reststoffen aus der Forstwirtschaft und forstbasierten Industrien, d. h. Rinde, Zweige, vorkommerzielles Durchforstungsholz, Blätter, Nadeln, Baumspitzen, Sägemehl, Sägespäne, Schwarzlauge, Braunlauge, Faserschlämme, Lignin und Tallöl;

p)

anderes zellulosehaltiges Non-Food-Material;

q)

anderes lignozellulosehaltiges Materialmit Ausnahme von Säge- und Furnierrundholz;

▼M3

r)

Fuselöle aus der Alkoholdestillation;

s)

Rohmethanol aus Kraftzellstoff, der aus der Zellstoffherstellung stammt;

t)

Zwischenfrüchte wie Zweitfrüchte und Deckpflanzen, die in Gebieten angebaut werden, in denen die Erzeugung von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen aufgrund einer kurzen Vegetationszeit auf eine Ernte beschränkt ist, sofern ihre Nutzung keine Nachfrage nach zusätzlichen Flächen verursacht und der Gehalt an organischen Bodensubstanzen erhalten bleibt und soweit sie für die Herstellung von Biokraftstoffen für den Luftverkehrssektor verwendet werden;

u)

Pflanzen, die auf stark degradierten Flächen angebaut werden, mit Ausnahme von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen, soweit sie für die Herstellung von Biokraftstoffen für den Luftverkehrssektor verwendet werden;

v)

Cyanobakterien.

▼B

Teil B. ►M2 Rohstoffe zur Produktion von Biokraftstoffen und Biogas für den Verkehr, deren Beitrag zur Zielvorgabe gemäß Artikel 25 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstabe a zu begrenzen ist: ◄

a)

gebrauchtes Speiseöl;

b)

tierische Fette, die in die Kategorien 1 und 2 der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 eingestuft sind;

▼M3

c)

geschädigte Pflanzen, die sich nicht für die Verwendung in der Lebens- oder Futtermittelkette eignen, mit Ausnahme von Stoffen, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, damit sie diese Voraussetzung erfüllen;

d)

kommunales Abwasser und daraus gewonnene Erzeugnisse mit Ausnahme von Klärschlamm;

e)

Pflanzen, die auf stark degradierten Flächen angebaut werden — mit Ausnahme von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen und der in Teil A dieses Anhangs aufgeführten Rohstoffe —, soweit sie nicht für die Herstellung von Biokraftstoffen für den Luftfahrtsektor verwendet werden;

f)

Zwischenfrüchte wie Zweitfrüchte und Deckpflanzen — mit Ausnahme der in Teil A dieses Anhangs aufgeführten Rohstoffe —, die in Gebieten angebaut werden, in denen die Erzeugung von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen aufgrund einer kurzen Vegetationszeit auf eine Ernte beschränkt ist, sofern ihre Nutzung keine Nachfrage nach zusätzlichen Flächen verursacht und der Gehalt an organischen Bodensubstanzen erhalten bleibt und soweit sie nicht für die Herstellung von Biokraftstoffen für den Luftverkehrssektor verwendet werden.

▼B

ANHANG X

TEIL A

Aufgehobene Richtlinie mit Liste ihrer nachfolgenden Änderungen (gemäß Artikel 37)

Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates

(ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16)

Richtlinie 2013/18/EU des Rates

(ABl. L 158 vom 10.6.2013, S. 230)

Richtlinie (EU) 2015/1513 des Europäischen Parlaments und des Rates

(ABl. L 239 vom 15.9.2015, S. 1)

Nur Artikel 2

TEIL B

Fristen für die Umsetzung in nationales Recht

(gemäß Artikel 36)

Richtlinie	Frist für die Umsetzung
2009/28/EG	25. Juni 2009
2013/18/EU	1. Juli 2013
(EU) 2015/1513	10. September 2017

ANHANG XI

Entsprechungstabelle

Richtlinie 2009/28/EG	Diese Richtlinie
Artikel 1	Artikel 1
Artikel 2 Unterabsatz 1	Artikel 2 Unterabsatz 1
Artikel 2 Unterabsatz 2 Eingangsteil	Artikel 2 Unterabsatz 2 Eingangsteil
Artikel 2 Unterabsatz 2 Buchstabe a	Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 1
Artikel 2 Unterabsatz 2 Buchstabe b	—
—	Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 2
Artikel 2 Unterabsatz 2 Buchstabe c	Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 3
Artikel 2 Unterabsatz 2 Buchstabe d	—
Artikel 2 Unterabsatz 2 Buchstaben e, f, g, h, i, j, k, l, m, n, o, p, q, r, s, t, u, v und w	Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummern 2, 4, 19, 32, 33, 12, 5, 6, 45, 46, 47, 23, 39, 41, 42, 43, 36, 44 und 37
—	Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummern 7, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20, 21, 22, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 34, 35, 38 und 40
Artikel 3	—
—	Artikel 3
Artikel 4	—
—	Artikel 4
—	Artikel 5
—	Artikel 6
Artikel 5 Absatz 1	Artikel 7 Absatz 1
Artikel 5 Absatz 2	—
Artikel 5 Absatz 3	Artikel 7 Absatz 2
Artikel 5 Absatz 4, Unterabsätze 1, 2, 3 und 4	Artikel 7 Absatz 2 Unterabsätze 1, 2, 3 und 4
—	Artikel 7 Absatz 3 Unterabsätze 5 und 6
—	Artikel 7 Absatz 4
Artikel 5 Absatz 5	Artikel 27 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstabe c
Artikel 5 Absätze 6 und 7	Artikel 7 Absätze 5 und 6
Artikel 6 Absatz 1	Artikel 8 Absatz 1
—	Artikel 8 Absätze 2 und 3
Artikel 6 Absätze 2 und 3	Artikel 8 Absätze 4 und 5
Artikel 7 Absätze 1,2, 3, 4 und 5	Artikel 9 Absätze 1,2, 3, 4 und 5
—	Artikel 9 Absatz 6
Artikel 8	Artikel 10
Artikel 9 Absatz 1	Artikel 11 Absatz 1
Artikel 9 Absatz 2 Unterabsatz 1 Buchstaben a, b und c	Artikel 11 Absatz 2 Unterabsatz 1 Buchstaben a, b und c
—	Artikel 11 Absatz 2 Unterabsatz 1 Buchstabe d
Artikel 10	Artikel 12
Artikel 11 Absätze 1, 2 und 3	Artikel 13 Absätze 1, 2 und 3
—	Artikel 13 Absatz 4
Artikel 12	Artikel 14
Artikel 13 Absatz 1 Unterabsatz 1	Artikel 15 Absatz 1 Unterabsatz 1
Artikel 13 Absatz 1 Unterabsatz 2	Artikel 15 Absatz 1 Unterabsatz 2
Artikel 13 Absatz 1 Unterabsatz 2 Buchstaben a und b	—
Artikel 13 Absatz 1 Unterabsatz 2 Buchstaben c, d, e und f	Artikel 15 Absatz 1 Unterabsatz 2 Buchstaben a, b, c und d
Artikel 13 Absätze 2, 3, 4 und 5	Artikel 15 Absätze 2, 3, 4 und 5
Artikel 13 Absatz 6 Unterabsatz 1	Artikel 15 Absatz 6 Unterabsatz 1
Artikel 13 Absatz 6 Unterabsätze 2, 3, 4 und 5	—
—	Artikel 15 Absätze 7 und 8
—	Artikel 16
—	Artikel 17
Artikel 14	Artikel 18
Artikel 15 Absatz 1	Artikel 19 Absatz 1
Artikel 15 Absatz 2 Unterabsätze 1, 2 und 3	Artikel 19 Absatz 2 Unterabsätze 1, 2 und 3
—	Artikel 19 Absatz 2 Unterabsätze 4 und 5
Artikel 15 Absatz 2 Unterabsatz 4	Artikel 19 Absatz 2 Unterabsatz 6
Artikel 15 Absatz 3	—
—	Artikel 19 Absätze 3 und 4
Artikel 15 Absätze 4 und 5	Artikel 19 Absätze 5 und 6
Artikel 15 Absatz 6 Unterabsatz 1 Buchstabe a	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 Buchstabe a
Artikel 15 Absatz 6 Unterabsatz 1 Buchstabe b Ziffer i	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 Buchstabe b Ziffer i
—	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 Buchstabe b Ziffer ii
Artikel 15 Absatz 6 Unterabsatz 1 Buchstabe b Ziffer ii	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 Buchstabe b Ziffer iii
Artikel 15 Absatz 6 Unterabsatz 1 Buchstaben c, d, e und f	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 Buchstaben c, d, e und f
—	Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 2
Artikel 15 Absatz 7	Artikel 19 Absatz 8
Artikel 15 Absatz 8	—
Artikel 15 Absätze 9 und 10	Artikel 19 Absätze 9 und 10
—	Artikel 19 Absatz 11
Artikel 15 Absätze 11	Artikel 19 Absatz 12
Artikel 15 Absatz 12	—
—	Artikel 19 Absatz 13
Artikel 16 Absätze 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 und 8	—
Artikel 16 Absätze 9, 10 und 11	Artikel 20 Absätze 1, 2 und 3
—	Artikel 21
—	Artikel 22
—	Artikel 23
—	Artikel 24
—	Artikel 25
—	Artikel 26
—	Artikel 27
—	Artikel 28
Artikel 17 Absatz 1 Unterabsätze 1 und 2	Artikel 29 Absatz 1 Unterabsätze 1 und 2
—	Artikel 29 Absatz 1 Unterabsätze 3 und 4
—	Artikel 29 Absatz 2
Artikel 17 Absatz 2 Unterabsätze 1 und 2	—
Artikel 17 Absatz 2 Unterabsatz 3	Artikel 29 Absatz 10 Unterabsatz 3
Artikel 17 Absatz 3 Unterabsatz 1 Buchstabe a	Artikel 29 Absatz 3 Unterabsatz 1 Buchstabe a
—	Artikel 29 Absatz 3 Unterabsatz 1 Buchstabe b
Artikel 17 Absatz 3 Unterabsatz 1 Buchstaben b und c	Artikel 29 Absatz 3 Unterabsatz 1 Buchstaben c und d
—	Artikel 29 Absatz 3 Unterabsatz 2
Artikel 17 Absatz 4	Artikel 29 Absatz 4
Artikel 17 Absatz 5	Artikel 29 Absatz 5
Artikel 17 Absätze 6 und 7	—
—	Artikel 29 Absätze 6, 7, 8, 9, 10 und 11
Artikel 17 Absatz 8	Artikel 29 Absatz 12
Artikel 17 Absatz 9	—
—	Artikel 29 Absätze 13 und 14
Artikel 18 Absatz 1 Unterabsatz 1	Artikel 30 Absatz 1 Unterabsatz 1
Artikel 18 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstaben a, b und c	Artikel 30 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstaben a, c und d
—	Artikel 30 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstabe b
—	Artikel 30 Absatz 1 Unterabsatz 2
Artikel 18 Absatz 2	—
—	Artikel 30 Absatz 2
Artikel 18 Absatz 3 Unterabsatz 1	Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1
Artikel 18 Absatz 3 Unterabsätze 2 und 3	—
Artikel 18 Absatz 3 Unterabsätze 4 und 5	Artikel 30 Absatz 3 Unterabsätze 2 und 3
Artikel 18 Absatz 4 Unterabsatz 1	—
Artikel 18 Absatz 4 Unterabsätze 2 und 3	Artikel 30 Absatz 4 Unterabsätze 1 und 2
Artikel 18 Absatz 4 Unterabsatz 4	—
Artikel 18 Absatz 5 Unterabsätze 1 und 2	Artikel 30 Absatz 5 Unterabsätze 1 und 2
Artikel 18 Absatz 5 Unterabsatz 3	Artikel 30 Absatz 8 Unterabsätze 1 und 2
Artikel 18 Absatz 5 Unterabsatz 4	Artikel 30 Absatz 5 Unterabsatz 3
—	Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 1
Artikel 18 Absatz 5 Unterabsatz 3	Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 2
Artikel 18 Absatz 6 Unterabsätze 1 und 2	Artikel 30 Absatz 5 Unterabsätze 1 und 2
Artikel 18 Absatz 6 Unterabsatz 3	—
Artikel 18 Absatz 6 Unterabsatz 4	Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 3
—	Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 4
Artikel 18 Absatz 6 Unterabsatz 5	Artikel 30 Absatz 6 Unterabsatz 5
Artikel 18 Absatz 7	Artikel 30 Absatz 7 Unterabsatz 1
—	Artikel 30 Absatz 7 Unterabsatz 2
Artikel 18 Absätze 8 und 9	—
—	Artikel 30 Absatz 10
Artikel 19 Absatz 1 Unterabsatz 1	Artikel 31 Absatz 1 Unterabsatz 1
Artikel 19 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstaben a, b und c	Artikel 31 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstaben a, b und c
—	Artikel 31 Absatz 1 Unterabsatz 1 Buchstabe d
Artikel 19 Absätze 2, 3 und 4	Artikel 31 Absätze 2, 3 und 4
Artikel 19 Absatz 5	—
Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1	Artikel 31 Absatz 5 Unterabsatz 1
Artikel 19 Absatz 7 Unterabsatz 1 erster, zweiter, dritter und vierter Gedankenstrich	—
Artikel 19 Absatz 7 Unterabsätze 2 und 3	Artikel 31 Absatz 5 Unterabsätze 2 und 3
Artikel 19 Absatz 8	Artikel 31 Absatz 6
Artikel 20	Artikel 32
Artikel 22	—
Artikel 23 Absätze 1 und 2	Artikel 33 Absätze 1 und 2
Artikel 23 Absätze 3, 4, 5, 6, 7 und 8	—
Artikel 23 Absatz 9	Artikel 33 Absatz 3
Artikel 23 Absatz 10	Artikel 33 Absatz 4
Artikel 24	—
Artikel 25 Absatz 1	Artikel 34 Absatz 1
Artikel 25 Absatz 2	—
Artikel 25 Absatz 3	Artikel 34 Absatz 2
Artikel 25a Absatz 1	Artikel 35 Absatz 1
Artikel 25a Absatz 2	Artikel 35 Absätze 2 und 3
Artikel 25a Absatz 3	Artikel 35 Absatz 4
—	Artikel 35 Absatz 5
Artikel 25a Absätze 4 und 5	Artikel 35 Absätze 6 und 7
Artikel 26	—
Artikel 27	Artikel 36
—	Artikel 37
Artikel 28	Artikel 38
Artikel 29	Artikel 39
Anhang I	Anhang I
Anhang II	Anhang II
Anhang III	Anhang III
Anhang IV	Anhang IV
Anhang V	Anhang V
Anhang VI	—
—	Anhang VI
Anhang VII	Anhang VII
Anhang VIII	Anhang VIII
Anhang IX	Anhang IX
—	Anhang X
—	Anhang XI

RICHTLINIE (EU) 2018/2001 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR)

1. Übersicht

1.1 Referenzen

1.2 Identifizierte Anforderungen

1.3 Zugehörige Standards

2. Identifizierte Anforderungen

3. Zugehörige Standards

Verknüpfte Vorgänge