LegalizeÄnderungshistorie
Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über die Qualität von Kraftstoffen und die nachhaltige Verwendung von Biokraftstoffen (Kraftstoffverordnung 2012)
10 Versionen
· 2012-12-03 — 2024-02-01
2024-02-01
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 14
2023-12-31
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 11
2022-12-31
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 1
2020-12-31
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 2
2020-12-30
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 23
2018-04-30
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 1
2017-07-21
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 3
2014-10-16
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 2
2012-12-03
Kraftstoffverordnung 2012 — art. 4
2012-12-03
Kraftstoffverordnung 2012
Originalfassung
Text zu diesem Datum
Änderungen vom 2020-12-31
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36. „Kombinierte Nomenklatur“ (KN) ist die Warennomenklatur gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87, in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 2031/2001 zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 279 vom 23.10.2001 S. 1, Unterpositionen der Kombinierten Nomenklatur sind die gemeinschaftlichen Unterteilungen der Positionen dieser Nomenklatur.
Begriffsbestimmungen
§ 2. Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:
1. „Konventionelles Rohöl“ ist jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht unter die Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie über den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 256 vom 07.09.1987 S. 1, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2017/1925, ABl. Nr. L 282 vom 31.10.2017 S.1, fällt;
2. „Naturbitumen“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe,
a) die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM), aufweisen;
b) die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung Viskosität (in Centipoise) = 518,98 e-0,038T berechnete Viskosität; dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius;
c) die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fallen und
d) deren Rohstoffquelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Rohstoffquelle selbst gewonnen wird;
3. „Ölschiefer“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthält und die unter die Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen;
4. „Ottokraftstoff“ ist jedes flüchtige Mineralöl, das zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung bestimmt ist und unter die KN-Codes 2710 12 41, 2710 12 45, 2710 12 49, 2710 12 51 und 2710 12 59 fällt;
5. „Dieselkraftstoffe“ sind Gasöle, die zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Selbstzündung bestimmt sind und unter den KN-Code 2710 19 43 oder KN-Code 2710 20 11 fallen und zum Antrieb von Kraftfahrzeugen im Sinn des Kraftfahrgesetzes 1967 verwendet werden;
6. „Flüssiggas“ (LPG, Liquefied Petroleum Gas) ist ein mineralölstämmiges Gas, das bei Raumtemperatur bei geringem Druck in flüssiger Form gelagert und gehandhabt werden kann, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Selbstzündung bestimmt ist und unter die Unterpositionen 2711 12 oder 2711 13 der Kombinierten Nomenklatur fällt.
7. „Erdgas“ ist ein Gasgemisch, das zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Kompressionszündung entweder in verdichteter Form (CNG, Compressed Natural Gas) eingesetzt wird und unter die Unterposition 2711 21 00 der Kombinierten Nomenklatur fällt oder bei geringem Druck, tiefkalt, in verflüssigter Form (LNG Liquified Natural Gas) eingesetzt wird;
8. „Energie aus erneuerbaren Quellen“ ist Energie aus erneuerbaren, nichtfossilen Energiequellen, das heißt Wind, Sonne, aerothermische, geothermische, hydrothermische Energie, Meeresenergie, Wasserkraft, Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Biogas;
9. „Biomasse“ ist der biologisch abbaubare Teil von Erzeugnissen, Abfällen und Reststoffen der Landwirtschaft mit biologischem Ursprung (einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe), der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige einschließlich der Fischerei und der Aquakultur sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen aus Industrie und Haushalten;
10. „Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt“ sind Pflanzen, unter die überwiegend Getreide (ungeachtet dessen, ob nur die Körner verwendet werden oder die gesamte Pflanze verwendet wird, wie bei Grünmais), Knollen- und Wurzelfrüchte (wie Kartoffeln, Topinambur, Süßkartoffeln, Maniok und Yamswurzeln) sowie Knollenfrüchte (wie Taro und Cocoyam) fallen;
11. „lignozellulosehaltiges Material“ ist Material, das aus Lignin, Zellulose und Hemizellulose besteht, wie Biomasse aus Wäldern, holzartige Energiepflanzen sowie Reststoffe und Abfälle aus der Holz- und Forstwirtschaft;
12. „zellulosehaltiges Non-Food-Material“ sind Rohstoffe, die überwiegend aus Zellulose und Hemizellulose bestehen und einen niedrigeren Lignin-Gehalt als lignozellulosehaltiges Material haben; es umfasst Reststoffe von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen (z. B. Stroh, Spelzen, Hülsen und Schalen), grasartige Energiepflanzen mit niedrigem Stärkegehalt (z. B. Weidelgras, Rutenhirse, Miscanthus, Pfahlrohr und Zwischenfrüchte vor und nach Hauptkulturen), industrielle Reststoffe (einschließlich Nahrungs- und Futtermittelpflanzen nach Extraktion von Pflanzenölen, Zucker, Stärken und Protein) sowie Material aus Bioabfall;
13. „Biokraftstoffe“ sind flüssige oder gasförmige Kraftstoffe für den Verkehr, die aus Biomasse hergestellt werden. Unter den Begriff „Biokraftstoffe“ fallen insbesondere nachfolgende Erzeugnisse, sofern diese als Kraftstoff oder Kraftstoffbestandteil zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren verwendet werden:
a) „Bioethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter unvergällter Ethanol mit einem Alkoholanteil von mindestens 99% v/v.
b) „Fettsäuremethylester“ (FAME, Biodiesel) ist ein aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellter Methylester.
c) „Biomethan“ ist ein aus Biomasse mittels Pyrolyse oder Gärung hergestelltes aufgereinigtes Biogas, das in Fahrzeugverbrennungsmotoren als CNG in unvermischter Form oder in vermischter Form mit Erdgas eingesetzt werden kann.
d) „Biomethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter Methanol.
e) „Biodimethylether“ ist ein aus Biomasse hergestellter Dimethylether.
f) „Bio-ETBE“ (Ethyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter ETBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 37%.
g) „Bio-MTBE“ (Methyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Biomethanol hergestellter MTBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 22%.
h) „Synthetische Biokraftstoffe“ sind aus Biomasse in industriellen Verfahren gewonnene Kohlenwasserstoffe oder Kohlenwasserstoffgemische.
i) „Biowasserstoff“ ist ein aus Biomasse hergestellter Wasserstoff.
j) „Reines Pflanzenöl“ ist ein durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes, chemisch unverändertes Öl in roher oder raffinierter Form.
k) „Superethanol E 85“ sind in einem Steuerlager gemäß § 25 Abs. 2 des Mineralölsteuergesetzes 1995, BGBl. Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 117/2016, hergestellte Gemische, die einen Gehalt an Bioethanol von mindestens 70 % und höchstens 85 % v/v aufweisen.
l) „Hydrierte pflanzliche oder tierische Öle“ (Hydrotreated Vegetable Oil – HVO) sind in Hydrieranlagen bzw. in CO-Hydrieranlagen aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellte Kohlenwasserstoffe.
m) „Biokraftstoffe, bei denen ein niedriges Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht,“ sind Biokraftstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt werden, die die Verdrängung der Herstellung für andere Zwecke als zur Herstellung von Biokraftstoffen reduzieren, und mit den in § 12 aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe im Einklang stehen;
n) „Fortschrittliche Biokraftstoffe“ sind Biokraftstoffe hergestellt aus Rohstoffen bzw. Kraftstoffe gemäß Anhang XIII Teil A;
14. „Flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ sind flüssige oder gasförmige Kraftstoffe mit Ausnahme von Biokraftstoffen, deren Energiegehalt aus erneuerbaren Energiequellen mit Ausnahme von Biomasse stammt und die im Verkehrssektor verwendet werden;
15. „Erneuerbare Kraftstoffe“ sind alle Formen an erneuerbarer Energie, die zum Antrieb von Kraftfahrzeugen eingesetzt wird;
16. „Energiegehalt“ bezeichnet den unteren Heizwert eines Kraftstoffs, der für den Wirkungsbereich dieser Verordnung in Anhang IX angegeben ist;
17. „Kraftstoffbasiswert“ ist jener Wert, der auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010 berechnet wurde;
18. „Lebenszyklustreibhausgasemissionen“ sind sämtliche CO 2 -, CH 4 - und N 2 O-Nettoemissionen, die dem Kraftstoff (einschließlich aller beigemischten Bestandteile) oder dem Energieträger zugeordnet werden können. Dies umfasst alle relevanten Phasen von der Gewinnung, dem Anbau, einschließlich Landnutzungsänderungen, dem Transport und dem Vertrieb bis zur Verarbeitung und Verbrennung, unabhängig vom Ort, an dem die Emissionen auftreten;
19. „Treibhausgasemissionen pro Energieeinheit“ sind die Gesamtmasse der kraftstoff- oder energieträgerbedingten Treibhausgasemissionen in CO 2 -Äquivalent, geteilt durch den Gesamtenergiegehalt des Kraftstoffs oder des Energieträgers (für Kraftstoffe ausgedrückt als „unterer Heizwert“);
20. „Upstream-Emissionen“ sind sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang Xa D genannte Kraftstoff hergestellt wurde;
21. „Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter“ ist die jeweilige Steuerschuldnerin oder der jeweilige Steuerschuldner nach dem Mineralölsteuergesetz 1995, BGBl. I Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 117/2016, der Otto- oder Dieselkraftstoffe erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeugs;
22. „Abfälle“ sind nach Definition gemäß § 2 Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das BGBl. I Nr. 163/2015. Stoffe, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen, fallen nicht unter diese Begriffsbestimmung;
23. „Reststoff aus der Verarbeitung“ bezeichnet einen Stoff, der kein Endprodukt ist und dessen Herstellung 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;
24. „Reststoffe aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft“ sind Reststoffe, die unmittelbar in der Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft entstanden sind; sie umfassen keine Reststoffe aus damit verbundenen Wirtschaftszweigen oder aus der Verarbeitung;
25. „Tatsächlicher Wert“ ist die Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einigen oder allen Schritten eines speziellen Biokraftstoff-Herstellungsverfahrens, berechnet gemäß der im Anhang X Teil C dargestellten Methode;
26. „Typischer Wert“ ist der Schätzwert der repräsentativen Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einem bestimmten Biokraftstoff-Herstellungsweg;
27. „Standardwert“ ist der von einem typischen Wert durch Anwendung vorab festgelegter Faktoren abgeleitete Wert, der unter den in § 19 festgelegten Bedingungen anstelle eines tatsächlichen Werts verwendet werden kann;
28. CDM-Register ist das Clean Developement Mechanism Register gemäß Artikel 12 des Kyoto-Protokolls, BGBl. III Nr. 89/2005, und dient der Erzeugung von Zertifikaten aus Klimaschutzprojekten des Clean Developement Mechanism (CDM);
*(Anm.: Z 29 und 30 aufgehoben durch BGBl. II 630/2020)*
31. „Betriebszustand“ ist ein von den Betrieben im Rahmen der Registrierung eingebrachter definierter Satz an Variablen für einen Produktionsprozess von Biokraftstoffen, der insbesondere auch die Art der Energieversorgung der Produktionsanlage, den eingesetzten Rohstoff sowie anlagen- und prozessspezifische Parameter wie Energieverbrauch und Energie- und Stoffströme umfasst. Ein Betrieb kann im Rahmen der Registrierung mehrere Betriebszustände definieren;
32. „Anbieterin oder Anbieter“ ist, wer Kraftstoff oder Energie an eine Verbraucherin oder einen Verbraucher abgibt;
33. „Stromanbieter“ sind Unternehmen, die elektrischen Strom an Letztverbraucher abgeben;
34. „Meldepflichtige oder Meldepflichtiger“ ist die Substitutionsverpflichtete oder der Substitutionsverpflichtete bzw. wer Kraftstoffe gemäß § 3 Abs. 1 oder andere Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeuges. Ausgenommen davon sind Hersteller von Biokraftstoffen in Anlagen, die der Selbstversorgung landwirtschaftlicher Betriebe dienen, soweit diese Kraftstoffe ausschließlich in landwirtschaftlichen Betrieben im Steuergebiet verwendet werden. Die Meldepflichtige oder der Meldepflichtige ist nur unter den in Z 21 genannten Voraussetzungen Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter im Sinne des § 5;
35. „elNa“ – elektronischer Nachhaltigkeitsnachweis – bezeichnet das elektronische nationale Biokraftstoffregister, welches von der Umweltbundesamt GmbH für alle Zwecke des Monitorings von in Österreich im Straßenverkehr eingesetzter Energie und insbesondere auch der lückenlosen Erfassung der Nachhaltigkeitskiterien von Biokraftstoffen dient;
36. „Kombinierte Nomenklatur“ (KN) ist die Warennomenklatur gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87, in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 2031/2001 zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 279 vom 23.10.2001 S. 1, Unterpositionen der Kombinierten Nomenklatur sind die gemeinschaftlichen Unterteilungen der Positionen dieser Nomenklatur.
Kraftstoffspezifikationen
§ 3. (1) Die im Großhandel oder Kleinverkauf feilgebotenen Kraftstoffe haben folgenden Spezifikationen zu entsprechen:
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(5) Der Gehalt an dem metallischen Zusatz Methylcyclopentadienyl-Mangan-Tricarbonyl (MMT) in Kraftstoffen ist ab 1. Jänner 2011 auf 6 mg Mangan pro Liter begrenzt. Ab 1. Jänner 2014 ist dieser Gehalt auf 2 mg Mangan pro Liter begrenzt.
Kraftstoffspezifikationen
§ 3. (1) Die im Großhandel oder Kleinverkauf feilgebotenen Kraftstoffe haben folgenden Spezifikationen zu entsprechen:
1. Ottokraftstoffe mit einem Bioethanolgehalt von maximal 5% v/v den Spezifikationen gemäß Anhang I sowie ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017;
2. Ottokraftstoffe mit einem Bioethanolgehalt von maximal 10 % v/v den Spezifikationen gemäß Anhang II sowie ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017;
3. Dieselkraftstoffe den Spezifikationen gemäß Anhang III sowie ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. August 2019;
4. Flüssiggas den Spezifikationen gemäß Anhang IV sowie ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2019;
5. Erdgas und Biomethan (CNG und LNG) und Mischprodukte aus Erdgas und Biomethan den Spezifikationen gemäß Anhang V ;
6. Fettsäuremethylester den Spezifikationen gemäß Anhang VI sowie ÖNORM EN 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2019;
7. Reines Pflanzenöl den Spezifikationen gemäß Anhang VII ;
8. Superethanol E 85 Kraftstoff den Spezifikationen gemäß Anhang VIII sowie ÖNORM EN 15293 „Kraftstoffe – Ethanolkraftstoff (E 85) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Dezember 2018;
9. Die Reinheit des an Wasserstofftankstellen angebotenen Wasserstoffs muss den technischen Spezifikationen der Norm ISO 14687-2, Hydrogen fuel – Product specification – Part 2: Proton exchange membrane (PEM) fuel cell applications for road vehicles (Wasserstoff als Kraftstoff – Produktfestlegung – Teil 2: Protonenaustauschmembran (PEM) Brennstoffzellenanwendungen für Straßenfahrzeuge), ausgegeben am 1. Dezember 2012, entsprechen. Das gilt für alle Wasserstofftankstellen, die ab dem 18. November 2017 errichtet oder erneuert werden. Die Norm ISO 14687-2 ist beim Austrian Standards Institute, Heinestraße 38, A-1021 Wien, Telefon: (01) 213 00-0, www.austrian-standards.at, zu beziehen;
10. Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß Anhang VIIIa sowie ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Oktober 2019;
11. B 10 Dieselkraftstoff gemäß Anhang VIIIb sowie ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019;
12. Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) gemäß Anhang VIIIc sowie ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019.
(2) An allen Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten an denen Ottokraftstoffe gemäß Abs. 1 Z 2 in Verkehr gebracht werden, haben die Anbieter jedenfalls bis zum 31. Dezember 2020 sicherzustellen, dass zumindest eine Sorte Ottokraftstoff gemäß Abs. 1 Z 1 mit einem maximalen Sauerstoffgehalt von 2,7% m/m und einem maximalen Bioethanolgehalt von 5% v/v angeboten wird.
1. Für Abgabestellen, an denen im Durchschnitt der zwei jeweils vorangegangenen Kalenderjahre weniger als 500 Kubikmeter Ottokraftstoffe in Verkehr gebracht wurden, endet diese Verpflichtung mit 31. Dezember 2015.
2. Wird die Ausnahmebestimmung gemäß Z 1 in Anspruch genommen, so sind die Voraussetzungen dafür zu dokumentieren und durch geeignete Belege gegenüber der zuständigen Behörde auf Verlangen nachzuweisen.
(3) Die in dieser Verordnung genannten Normen sind beim Austrian Standards Institute, Heinestraße 38, A-1021 Wien, Telefon: (01) 213 00-0, www.austrian-standards.at, zu beziehen.
(4) Ottokraftstoff darf für die Verwendung in älteren, besonders beschaffenen Fahrzeugen (Oldtimer) mit einem Additiv, welches die verschleißmindernde Wirkung von Bleiverbindungen ersetzt und weder eine erhöhte Gefährlichkeit des Kraftstoffs noch eine schädliche Luftverunreinigung bei der Verbrennung zur Folge haben darf, feilgeboten werden. Die Beimischung des Additivs kann in Form einer Individualdosierung bei der Betankung (Fläschchenform) erfolgen. Die Erhältlichkeit von Additiven (Bleiersatz-Additive) für Ottokraftstoffe und eine entsprechende Kennzeichnung sind sicherzustellen.
(5) Der Gehalt an dem metallischen Zusatz Methylcyclopentadienyl-Mangan-Tricarbonyl (MMT) in Kraftstoffen ist ab 1. Jänner 2011 auf 6 mg Mangan pro Liter begrenzt. Ab 1. Jänner 2014 ist dieser Gehalt auf 2 mg Mangan pro Liter begrenzt.
Prüfverfahren für Kraftstoffspezifikationen
§ 4. Die Prüfung von Kraftstoffen darauf, ob sie den in § 3 Abs. 1 festgelegten Spezifikationen entsprechen, hat auf Basis der in den Anhängen genannten Vorschriften zu erfolgen.
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(4) Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus kann nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH die schriftliche Zustimmung zur Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 1 erteilen. Werden die Voraussetzungen für die Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen*.*
Einsatz von fortschrittlichen erneuerbaren Kraftstoffen
§ 6. (1) Ab dem 1. Jänner 2020 haben die Substitutionsverpflichteten zumindest 0,5% der Energiemenge des gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs pro Jahr durch Kraftstoffe aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A zu substituieren.
(2) Die Verpflichtung nach Abs. 1 kann auf Antrag der Substitutionsverpflichteten oder des Substitutionsverpflichteten durch einen ausreichend nachvollziehbaren und objektiven Nachweis für die Dauer eines Kalenderjahres durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie reduziert werden. Der Antrag ist jeweils bis spätestens 30. Oktober des dem Verpflichtungsjahr vorangehenden Kalenderjahres schriftlich einzubringen und in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln. Für Substitutionsverpflichtete, die zur Erreichung des in Abs. 1 genannten Ziels in Bezug auf die im Jahr 2019 im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs, weniger als 10.000 GJ benötigen, genügt ein vereinfachter Antrag. Die Umweltbundesamt GmbH hat die entsprechenden Muster der zu verwendenden Anträge zu veröffentlichen.
(3) Der Nachweis kann auf Basis einer oder mehrerer der folgenden Gründe geführt werden:
1. das begrenzte Potenzial für die nachhaltige Erzeugung von fortschrittlichen Kraftstoffen,
2. die begrenzte Verfügbarkeit dieser fortschrittlichen Kraftstoffe zu kosteneffizienten Preisen auf dem Markt oder
3. die spezifischen technischen oder klimatischen Gegebenheiten des nationalen Marktes für im Verkehrssektor eingesetzte Kraftstoffe wie die Zusammensetzung und der Zustand der Kraftfahrzeugflotte.
(4) Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie kann nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH die schriftliche Zustimmung zur Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 1 erteilen. Werden die Voraussetzungen für die Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen*.*
Kennzeichnung
§ 6a. (1) Die Anbieter von Kraftstoffen haben sicherzustellen, dass die Verbraucher und Verbraucherinnen über den Biokraftstoffanteil der angebotenen Kraftstoffe und über den geeigneten Einsatz der verschiedenen Kraftstoffmischungen mit Biokraftstoffanteil angemessen unterrichtet werden. Dies hat insbesondere durch die angemessene Kennzeichnung der Kraftstoffentnahmestellen zu erfolgen.
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(3) Die Minderungsverpflichtung gemäß Abs. 1 kann auch durch eine Gruppe von Meldeverpflichteten, welche zu diesem Zweck einen schriftlichen Vertrag abzuschließen haben, erfüllt werden. In diesem Falle gelten die der Gruppe angehörenden Meldeverpflichteten im Rahmen des Ausmaßes der im Vertrag genannten Kraftstoffmenge für die Zwecke des Abs. 1 als ein einzelner Verpflichteter.
Minderung der Treibhausgasemissionen
§ 7. (1) Die Meldeverpflichteten haben die Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit ihrer erstmals im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlich freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet verbrachten oder verwendeten Kraftstoffe oder des Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich gegenüber dem Kraftstoffbasiswert von 94,1 CO2-Äquivalent in g/MJ stufenweise um 6,0% zu senken.
(2) Die Berechnung der Treibhausgasintensität einer Meldeverpflichteten oder eines Meldeverpflichteten nach Abs. 1 hat gemäß § 19a zu erfolgen.
(3) Die Minderungsverpflichtung gemäß Abs. 1 kann auch durch eine Gruppe von Meldeverpflichteten, welche zu diesem Zweck einen schriftlichen Vertrag abzuschließen haben, erfüllt werden. In diesem Falle gelten die der Gruppe angehörenden Meldeverpflichteten im Rahmen des Ausmaßes der im Vertrag genannten Kraftstoffmenge für die Zwecke des Abs. 1 als ein einzelner Verpflichteter.
Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte
§ 7a. (1) Die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 kann ganz oder teilweise per Vertrag auf Dritte übertragen werden, wobei die Ziele gemäß § 5 vorwiegend durch den Substitutionspflichteten oder die Substitutionsverpflichtete selbst zu erfüllen sind. Die durch Dritte zu diesem Zweck eingesetzten erneuerbaren Kraftstoffe müssen dabei im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden und den Bestimmungen der §§ 8, 9, 12 und 13 entsprechen.
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(7) Für die Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte ist ein Antrag in elNa zu stellen, wobei das zu verwendende Muster von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen ist. Werden die Voraussetzungen für die Verpflichtungsübertragung auf Dritte gemäß Abs. 5 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.
Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte
§ 7a. (1) Die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 kann ganz oder teilweise per Vertrag auf Dritte übertragen werden, wobei die Ziele gemäß § 5 vorwiegend durch den Substitutionspflichteten oder die Substitutionsverpflichtete selbst zu erfüllen sind. Die durch Dritte zu diesem Zweck eingesetzten erneuerbaren Kraftstoffe müssen dabei im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden und den Bestimmungen der §§ 8, 9, 12 und 13 entsprechen.
(2) Die von einem Dritten zur Erfüllung einer übertragenen Verpflichtung eingesetzten Mengen an erneuerbaren Kraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen können nicht zur Erfüllung der eigenen Verpflichtung des Dritten oder der Verpflichtung eines weiteren Verpflichteten eingesetzt werden.
(3) Für eine Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es eines schriftlichen Vertrags mit Angaben darüber, für welche erneuerbaren Kraftstoffe und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen, in welchem mengenmäßigen Umfang und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der Erfüllung der Verpflichtungen durch einen Dritten gilt.
(4) Soweit ein Dritter die nach § 5, 6 und 7 erforderlichen Angaben nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird davon ausgegangen, dass der Dritte die auf ihn übertragene Erfüllung der Verpflichtung nicht erfüllt hat und somit für die Verpflichtete oder den Verpflichteten nicht anrechenbar ist.
(5) Dritte können die Erfüllung von Verpflichtungen übernehmen, wenn sie
1. selbst keinen Verpflichtungen gemäß § 5, 6 und 7 unterliegen oder
2. Verpflichtungen gemäß § 5 und/oder 6 und/oder 7 unterliegen und eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH in Bezug auf die Erfüllung ihrer Berichtspflicht gemäß § 20 in elNa vorliegt, dass ihre Verpflichtung, für das Verpflichtungsjahr bereits erfüllt wurde.
(6) Sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH bezüglich der Höhe der übertragbaren Mengen an Biokraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen vorliegt, können diese Mengen in elNa im Falle von Biokraftstoffen bis zum 30. Juni und im Fall von verminderten Treibhausgasemissionen bis zum 30. November des dem Berichtsjahr folgenden Jahres auf Dritte übertragen werden.
(7) Für die Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte ist ein Antrag in elNa zu stellen, wobei das zu verwendende Muster von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen ist. Werden die Voraussetzungen für die Verpflichtungsübertragung auf Dritte gemäß Abs. 5 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.
Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen
§ 8. (1) Biokraftstoffe, unabhängig davon, ob die Ausgangsstoffe innerhalb oder außerhalb der Europäischen Union erzeugt wurden, werden auf die Erfüllung der Substitutionsverpflichtungen nach § 5 und der Treibhausgas-Minderungsverpflichtungen nach § 7 angerechnet, wenn die Anforderungen gemäß § 12 zum Zeitpunkt des Inverkehrbringens durch den Substitutionsverpflichteten erfüllt worden sind und diesbezüglich ein Nachhaltigkeitsnachweis gemäß § 13 bzw. § 17 vorliegt.
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(6) Energieerzeugnisse mit einem Bioethanolanteil von weniger als 65% v/v, denen Bioethanol enthaltende Waren der Unterposition 3824 90 97 der Kombinierten Nomenklatur zugesetzt werden, dürfen nicht auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.
Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen
§ 8. (1) Biokraftstoffe, unabhängig davon, ob die Ausgangsstoffe innerhalb oder außerhalb der Europäischen Union erzeugt wurden, werden auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet, wenn die Anforderungen gemäß § 12 zum Zeitpunkt des Inverkehrbringens durch die Substitutionsverpflichtete oder den Substitutionsverpflichteten erfüllt worden sind und diesbezüglich ein Nachhaltigkeitsnachweis gemäß § 13 oder § 17 vorliegt.
(2) Für Biokraftstoffe, hergestellt aus Abfällen, Reststoffen aus land- oder forstwirtschaftlicher Produktion einschließlich der Fischerei oder von Aquakulturen, aus Reststoffen aus der Verarbeitung, aus zellulosehaltigem Non-Food-Material oder lignozellulosehaltigem Material, gilt Folgendes:
1. Biokraftstoffe aus Reststoffen können als solche angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 23 und 24 definierten Bedingungen erfüllt sind.
2. Biokraftstoffe aus Abfällen können auf die Verpflichtungen angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 22 definierten Bedingungen erfüllt sind und sie den Bestimmungen bezüglich Abfallhierarchie und ihrer Bestimmungen zum Lebenszykluskonzept hinsichtlich der allgemeinen Auswirkungen der Erzeugung und Bewirtschaftung der verschiedenen Abfallströme gemäß Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 70/2017, entsprechen.
(3) Zur Anrechnung von Biokraftstoffen gemäß Abs. 2 sowie Kraftstoffen aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A auf die Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es für jeden spezifischen Ausgangsstoff oder im Fall von Kraftstoffen gemäß § 2 Z 14, für jeden dieser Kraftstoffe eines entsprechenden Nachweises über die Beschaffenheit, über die Herkunft, über die Verarbeitung des Ausgangsstoffs und über den Herstellungsweg des Kraftstoffs, der mittels Antrag an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln ist. Nach positiver Prüfung des Nachweises können derartige Kraftstoffe auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden. Die Anrechenbarkeit kann eine zeitliche, regionale und mengenmäßige Beschränkung für den jeweiligen Ausgangsstoff oder Kraftstoff enthalten. Die Umweltbundesamt GmbH hat das zu verwendende Muster für einen derartigen Antrag zu veröffentlichen. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen gemäß Abs. 1 bis 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.
(4) Der Beitrag von Biokraftstoffen, die aus Getreide und sonstigen Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt, Zuckerpflanzen, Ölpflanzen und aus als Hauptkulturen vorrangig für die Energiegewinnung auf landwirtschaftlichen Flächen angebauten Pflanzen hergestellt werden, wird gemäß § 7 mit maximal 7% des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor berücksichtigt. Das gilt nicht für Biokraftstoffe, die aus den in Anhang XIII aufgeführten Rohstoffen hergestellt werden.
(5) Für Biokraftstoffe, hergestellt aus Rohstoffen, die ein hohes Risiko indirekter Landnutzungsänderung aufweisen und die gemäß Artikel 3 der delegierten Verordnung (EU) 2019/807 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 im Hinblick auf die Bestimmung der Rohstoffe mit hohem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen, in deren Fall eine wesentliche Ausdehnung der Produktionsflächen auf Flächen mit hohem Kohlenstoffbestand zu beobachten ist, und die Zertifizierung von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen mit geringem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen, ABl. Nr. L 133 vom 21.05.2019, S. 1, als derartige Rohstoffe eingestuft werden, gilt:
1. Ab dem 1. Jänner 2021 ist die maximal anrechenbare Menge für die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 eines Meldeverpflichteten auf jene Mengen beschränkt, die vom jeweiligen Meldeverpflichteten im Vergleichszeitraum 2019 in Österreich zum Zweck der Anrechnung auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 in den steuerrechtlich freien Verkehr gebracht wurden.
2. Ab dem 1. Juli 2021 kann kein Beitrag derartiger Biokraftstoffe mehr auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.
(6) Biokraftstoffe, die in der Luftfahrt eingesetzt werden und die Bedingungen gemäß Abs. 1 erfüllen, können auf die Verpflichtungen nach § 7 entsprechend den Bedingungen in § 7a angerechnet werden.
(7) Energieerzeugnisse mit einem Bioethanolanteil von weniger als 65 % v/v, denen Bioethanol enthaltende Waren der Unterposition 3824 90 97 der Kombinierten Nomenklatur zugesetzt werden, dürfen nicht auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.“
Vermischen von Biokraftstoffen
§ 9. (1) Biokraftstoffe, die die Anforderungen gemäß § 12 erfüllen und auf die Ziele gemäß §§ 5 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann mit Biokraftstoffen, welche die Bestimmungen gemäß § 12 nicht erfüllen, vermischt werden, wenn durch die Aufzeichnungen mittels Massenbilanzsystems gemäß § 10 eine eindeutige Zuordnung und Verfolgung der Mengen nachhaltiger und nicht nachhaltiger Biokraftstoffe sichergestellt ist.
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(4) Die Umweltbundesamt GmbH stellt nach positiver Prüfung der übermittelten Unterlagen für die nachvollziehbar abgegebene Menge an aus erneuerbarer Energie erzeugtem elektrischen Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen eine Bescheinigung aus, die in Summe oder in Teilen von nach §§ 5 und 7 Verpflichteten auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden kann. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von elektrischem Strom nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.
Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen
§ 11. (1) Elektrischer Strom aus erneuerbarer Energie, der durch Letztverbraucherinnen oder Letztverbraucher nachweislich im Verpflichtungsjahr als Antrieb für elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet eingesetzt wird und von gemäß § 14 Abs. 6a registrierten Stromanbietern stammt, kann auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und/oder 7 angerechnet werden.
(2) Die gemäß Abs. 1 verbrauchte Menge an Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen können von einem Stromanbieter, der keinen Verpflichtungen gemäß §§ 5 und 7 unterliegt, für die Anrechung auf die Verpflichtungen gemäß §§ 5 und/oder 7 auf eine Verpflichtete oder einen Verpflichteten übertragen werden. Für die Übertragung bedarf es eines schriftlichen Vertrages der oder des nach §§ 5 und 7 Verpflichteten und des Stromanbieters mit Angaben darüber, für welche Strommenge und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der vom Stromananbieter übertragenen Strommenge aus erneuerbarer Energie und der entsprechenden Lebenszyklustreibhausgasemissioen an die Verpflichtete oder den Verpflichteten gilt.
(3) Sollen Strommengen und/oder die Lebenszyklustreibhausgasemissionen auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und 7 angerechnet werden, so sind bis zum 1. März des dem Verpflichtungsjahr folgenden Kalenderjahres vom Stromanbieter die Daten gemäß Z 1 und/oder Z 2 für beide Ziffern getrennt in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln:
1. Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der nachweislich im Verpflichtungsjahr an Ladestellen abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge eindeutig der Ladung von elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen zurechenbar ist, sind Angaben
a) zur eindeutigen Identifizierung des Ladepunktes und
b) die durch nachvollziehbare Aufzeichnungen dokumentierte energetische Menge an elektrischem Strom zu übermitteln.
2. Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der im Verpflichtungsjahr vom Stromanbieter hauptsächlich an Ladepunkten abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge nicht eindeutig auf einzelne Verwendungsarten zurechenbar ist, sind vom Stromanbieter überprüfbare, nachvollziehbare Aufzeichnungen über jene Stromkundinnen oder Stromkunden zu führen, die im Verpflichtungsjahr nachweislich ein rein elektrisch betriebenes Fahrzeug betrieben haben. Für diese Strommenge sind vom Stromanbieter Angaben über
a) die Anzahl der von seinen Stromkundinnen oder Stromkunden nachweislich betriebenen Kraftfahrzeugen mit reinem Elektroantrieb sowie
b) die nach Anhang Xa Teil C abgeschätzte Strommenge zu übermitteln.
Für die Abschätzung der jährlichen zurückgelegten Strecke der Elektrofahrzeuge ist der jährlich durch die Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Wert heranzuziehen.
(4) Die Umweltbundesamt GmbH stellt nach positiver Prüfung der übermittelten Unterlagen für die nachvollziehbar abgegebene Menge an aus erneuerbarer Energie erzeugtem elektrischen Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen eine Bescheinigung aus, die in Summe oder in Teilen von nach §§ 5 und 7 Verpflichteten auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden kann. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von elektrischem Strom nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.
Nachhaltigkeitskriterien
§ 12. (1) Die Nachhaltigkeitskriterien sind die in Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und in Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG, zuletzt geändert durch die Richtlinie 2011/63/EU, angeführten Inhalte, welche sowohl die Nachhaltigkeitskriterien für Ausgangsstoffe als auch die Kriterien für die Treibhausgasemissionsminderungen festlegen.
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(4) Die zu kontrollierenden Substitutions- und Berichtspflichtigen haben die für die Kontrolltätigkeit notwendigen Auskünfte zu erteilen, Einsichtnahme in die Aufzeichnungen zu gewähren, auf Verlangen unentgeltlich Ausdrucke, Kopien oder Datensätze zur Verfügung zu stellen sowie Zutritt zu den Betriebsstätten zu gestatten. Die Überwachungstätigkeit ist während der Betriebszeiten in angemessener Weise durchzuführen.
Überprüfung und Kontrolle
§ 18. (1) Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie ist berechtigt, die Einhaltung der Bestimmungen dieser Verordnung zu kontrollieren. Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie kann sich dabei unter Bedachtnahme auf die Grundsätze der Sparsamkeit, Wirtschaftlichkeit und Zweckmäßigkeit der Umweltbundesamt GmbH bedienen, die im Rahmen ihrer gemäß § 6 des Umweltkontrollgesetzes, BGBl. I Nr. 152/1998, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 40/2014, übertragenen Aufgaben tätig wird. In diesem Fall ist das Ergebnis der Prüfung in Form eines Kurzberichts an die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie zu übermitteln. Die Weisungsbefugnis der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie bleibt unberührt.
(2) Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß § 3 sind gemäß Art. 8 der Richtlinie 98/70/EG, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513, stichprobenartig durchzuführen.
(3) Für die folgenden risikobasierten und stichprobenartig durchgeführten spezifischen Kontrollen gilt Folgendes:
1. Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß §§ 5 6, und 7 und 7a sind insbesondere auf Basis der Berichte gemäß § 20 durchzuführen. Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Verpflichtungen, die Substitutions- und Meldeverpflichtete treffen, können auch in deren Betrieben vor Ort durchgeführt werden. Im Rahmen der vor Ort Kontrollen sind auf Verlangen die entsprechenden Verträge gemäß §§7, 7a und 11 vorzulegen
2. Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß §§ 9, 10 und 12 werden bei den Betrieben vor Ort durchgeführt. Werden im Rahmen der Überprüfung Mängel bei der Überwachung bezüglich der Einhaltung der Bestimmungen festgestellt, so ist der entsprechende Betrieb aufzufordern, diese in angemessener Frist zu beheben und die Behebung der Mängel nach einer neuerlichen Kontrolle vorzuweisen. Bei einem schweren Mangel durch den die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien nicht mehr sichergestellt ist, dürfen bis zum Zeitpunkt der Mängelbehebung keine Nachhaltigkeitsnachweise mehr ausgestellt werden. Die Nichtbehebung von festgestellten Mängeln kann einen befristeten oder dauerhaften Entzug der Registrierung nach sich ziehen.
3. Die Kontrolle der gemäß § 20 übermittelten Daten erfolgt bei den Berichtspflichtigen vor Ort.
4. Für die Prüfung der Anrechnungsvoraussetzungen gemäß § 11 sind vom Stromanbieter innerhalb einer angemessenen Frist entsprechende Unterlagen zur Prüfung vorzulegen.
(4) Die zu kontrollierenden Substitutions- und Berichtspflichtigen haben die für die Kontrolltätigkeit notwendigen Auskünfte zu erteilen, Einsichtnahme in die Aufzeichnungen zu gewähren, auf Verlangen unentgeltlich Ausdrucke, Kopien oder Datensätze zur Verfügung zu stellen sowie Zutritt zu den Betriebsstätten zu gestatten. Die Überwachungstätigkeit ist während der Betriebszeiten in angemessener Weise durchzuführen.
Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen
§ 19. (1) Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielte Einsparung bei den Lebenszyklustreibhausgasemissionen wird berechnet
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(6) Die Anträge sind durch die Umweltbundesamt GmbH zu prüfen, wobei im Falle von Unklarheiten und unzureichenden Angaben entsprechende Nachforderungen an die Antragsteller durch die Umweltbundesamt GmbH gestellt werden können. Im Falle eines positiv beurteilten Antrages hat die Umweltbundesamt GmbH die entsprechenden Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele nach § 7 anzurechnen, den mit einer eindeutigen Nummer versehenen Antrag zu veröffentlichen und die zur Identifikation der angerechneten Upstream Emissions-Reduktionen notwendigen Daten unverzüglich an die für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen zuständige Behörde der anderen Mitgliedstaaten zu senden. Werden die Voraussetzungen für den Antrag nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.
Upstream Emissions-Reduktionen
§ 19b. (1) Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten gemäß § 2 Z 20, die in einem beliebigen Land bei Förderstellen von fossilen Rohstoffen bzw. im Upstream Bereich generiert wurden, können von einem nach § 7 Verpflichteten auf die Treibhausgasintensität eines beliebigen Kraftstoffes angerechnet werden. Die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele gemäß § 7 kann erfolgen, wenn
1. die Upstream Emissions-Reduktionen nur auf den die Upstream-Emissionen betreffenden Teil der durchschnittlichen Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG, LNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden. Die Obergrenzen für die Anrechnung sind gemäß Anhang Xa Teil E zu berechnen und einzuhalten;
2. sie mit Projekten in Verbindung stehen, aus denen die ersten Emissions-Reduktionen nachweislich nach dem 1. Januar 2011 generiert wurden und nachweislich im jeweiligen Verpflichtungsjahr erbracht wurden.
a) ein in Österreich positiv beurteilter Projektantrag entsprechend Abs. 2 vorliegt, die Abschätzung und Validierung der Upstream Emissions-Reduktionen im Rahmen dieses Projekts gemäß Abs. 3 durchgeführt wurden und ein positiv beurteilter Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 vorliegt oder
b) ein Nachweis für Reduktionen aus Upstream Emissionen für das jeweilige Verpflichtungsjahr aus Systemen anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union vorliegt. Dieser Nachweis ist nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen, wenn dieser Nachweis durch die von der Behörde benannten Stelle, die in diesem Mitgliedstaat für die Nachweisführung zuständig ist, anerkannt ist oder“
„c) wenn Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten stammen, deren zertifizierte Emissionsreduktionen in einem Register entsprechend § 43 des Emissionszertifikategesetzes 2011 – EZG 2011, BGBl. I Nr. 118/2011, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 128/2015, registriert sind; oder gemäß § 47 Umweltförderungsgesetz – UFG, BGBl. I Nr. 185/1993, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 114/2020, registriert sind oder deren Löschung im CDM-Register in Form einer vom CDM-Register ausgestellten Löschungsurkunde nachgewiesen wurde. Die Löschungsurkunde muss zumindest folgende Informationen enthalten:
–aa) Name der betroffenen Minderungsverpflichteten oder des betroffenen Minderungsverpflichteten gemäß § 2 Z 34 iVm § 7
bb) Angabe, dass der Grund für die Löschung die Erzeugung von Upstream Emissions-Reduktionen in Österreich ist;
4. im Land, in dem die entsprechenden Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können;
5. für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen ein Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 an die Umweltbundesamt GmbH gerichtet wurde.
6. Die Umweltbundesamt GmbH hat eine Liste der in Österreich anerkannten Systeme und Nachweise für Reduktionen aus Upstream Emissionen aus anderen Mitgliedstaaten zu veröffentlichen.
(2) Der Antrag für ein in Österreich anzuerkennendes Projekt zur Reduktion von Upstream Emissionen muss den folgenden Bedingungen entsprechen:
1. Der Antrag ist ab 1. Jänner 2019 und danach jeweils bis spätestens 1. April des dem Verpflichtungsjahres folgenden Jahres in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten, die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen.
2. Der Antrag hat folgende Angaben zu enthalten:
a) Namen und die Anschrift des Projektträgers;
b) Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Validierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4;
c) Optional Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4;
d) das Startdatum des Projekts, jenes Datum, an dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt generiert wurden;
e) die geschätzten erwarteten jährlichen Upstream- Emissionsreduktionen in gCO 2 -Äq;
f) den Zeitraum im Verpflichtungsjahr, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt werden;
g) das Datum, ab dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt erreicht werden sollen;
h) den der Emissionsquelle am nächsten gelegene Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle. Im Falle von Projekten mit räumlich verteilten Standorten der Emissionsreduktionen ist der geographische Mittelpunkt des Projekts zu wählen;
i) die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO 2 -Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs, sowie eine Beschreibung, wie die Baseline-Emissionen geschätzt wurden;
j) die verwendeten Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3;
*(Anm.: lit. k aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
l) eine Projektdokumentation, die eine technische Beschreibung der Projekttätigkeit, des Projektziels, der Systemgrenzen und der Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3 umfasst;
m) Die Dokumentation aller relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen, die mit dem Projekt in Zusammenhang stehen;
n) Die Dokumentation darüber, dass durch die Durchführung des Projekts zusätzliche Einsparungen von Upstream Emissionen möglich sind, die im Vergleich zum wahrscheinlichsten Referenzfall ohne die Durchführung eines derartigen Projektes nicht generiert werden könnten;
o) Eine Darstellung der geplanten Überwachungstätigkeit und die Dokumentation der Überwachungstätigkeit der Treibhausgasemissionen im Rahmen der Projekttätigkeit durch den Projektträger entsprechend den Bestimmungen der ÖNORM ISO 14064, „Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012. Die Ergebnisse der Überwachung müssen dabei eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 über die Prüfung von Treibhausgasemissionsberichten und Tonnenkilometerberichten sowie die Akkreditierung von Prüfstellen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/91/EG, ABl. Nr. L 275 vom 25.10.2003 S. 32, zuletzt geändert mit Beschluss (EU) 2015/1814 ABl. Nr. L 264 vom 09.10.2015 S. 1, und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG, ABl. Nr. L 181 vom 12.07.2012 S. 30;
p) Angaben darüber, ob eine Antragstellung im Zusammenhang mit erwarteten Upstream Emissions-Reduktionen aus diesem bereits in einem anderen Mitgliedstaat erfolgt oder geplant ist;
q) Ein Nachweis, dass in den Ländern, in denen die Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden, oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können;
r) Einen Validierungsbericht gemäß Abs. 3 Z 4, der eine zusätzliche Emissionsminderung durch die Projekttätigkeit erwarten lässt;
s) Optional einen oder mehrere Verifizierungsberichte gemäß Abs. 3 Z 4.
3. Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie erteilt nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH eine schriftliche Zustimmung über die grundsätzliche Anerkennung des beantragten Projekts hinsichtlich der Anrechenbarkeit von Upstream Emissions-Reduktionen auf die Verpflichtungen gemäß § 7 und teilt dabei eine eindeutige nicht wiederverwendbare Nummer für das Projekt mit, mit der das Projekt, das Berechnungsverfahren und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden können. Werden die Voraussetzungen für die grundsätzliche Anerkennung des Projekts gemäß Abs. 1 bis 2 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid abzulehnen.
(3) Upstream Emissions-Reduktionen (UER) im Rahmen eines Projekts, das in Österreich entsprechend eines Antrags gemäß Abs. 2 anerkannt werden soll, müssen nach den folgenden Bestimmungen abgeschätzt, validiert und verifiziert werden:
1. Upstream Emissions-Reduktionen haben nach Grundsätzen und Normen geschätzt zu werden, die in ÖNORM EN ISO 14064, „Treibhausgase“, ÖNORM EN ISO 14065 „Treibhausgase – Anforderungen an Validierungs- und Verifizierungsstellen für Treibhausgase zur Anwendung bei der Akkreditierung oder anderen Formen der Anerkennung“, ausgegeben am 15. Juli 2013 und ISO 14066, „Greenhouse gases — Competence requirements for greenhouse gas validation teams and verification teams“, ausgegeben am 15. April 2011, festgelegt sind.
2. Die Berechnung der Emissionen hat gemäß dem Prinzip der Konservativität zu erfolgen und alle relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen zu berücksichtigen. Die Prüfung der Zusätzlichkeit der Einsparungen von Upstream Emissionen hat gemäß der ÖNORM EN ISO 14064 zu erfolgen.
3. Projekte gemäß Abs. 2 müssen validiert und verifiziert werden, wobei Validierungs- und Verifizierungsstellen grundsätzlich zwei verschiedene Stellen sein müssen. Auf Antrag durch den Projektträger beim BMNT können in begründeten Fällen diesbezügliche Ausnahmen gewährt werden.
4. Die Validierung des Projekts hat vor Ort und anhand von Unterlagen entsprechend den in den ÖNORM EN ISO 14064, ÖNORM EN ISO 14065, und ISO 14066 festgelegten Grundsätzen durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Validierungsstelle zu erfolgen. Die Überprüfung der Methoden für die Berechnung von Upstream Emissions-Reduktionen muss dabei mit ÖNORM ISO 14064-3 „Treibhausgase – Teil 3: Spezifikation mit Anleitung zur Validierung und Verifizierung von Erklärungen über Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012, im Einklang stehen.
5. Die Verifizierung, Berichterstattung und Überprüfung der Upstream Emissions-Reduktionen und der Baseline-Emissionen muss im Einklang mit ÖNORM EN ISO 14064 durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Verifizierungsstelle erfolgen. Die Ergebnisse der Verifizierung müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012. Die Verifizierung muss anhand der Überwachungsberichte sowie anderer Unterlagen und vor Ort durchgeführt werden.
(4) Die Anrechnung von zertifizierten Emissionsreduktionen gemäß Abs. 1 Z 3c als Upstream Emissions-Reduktionen ist möglich, sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH vorliegt, dass
1. die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekten oder Projektteilen im Sinn des § 2 Z 20 stammen und der als Nachweis notwendige Monitoring-Report sich auf das Jahr 2020 bezieht;
2. die erforderlichen Daten an die Umweltbundesamt GmbH übermittelt wurden, die eine eindeutige Identifikation des Projekts und der daraus resultierenden Emissionsreduktionen im Sinn des § 2 Z 20 ermöglichen;
3. die zertifizierten Emissionsreduktionen in den Registern gemäß § 43 EZG 2011 oder § 47 UFG durch die Umweltbundesamt GmbH gelöscht wurden oder die im CDM-Register gelöschten zertifizierten Emissions-Reduktionen (CER) in Form einer vom CDM-Register ausgestellten Löschungsurkunde nachgewiesen wurden. Die Löschungsurkunde muss zumindest folgende Informationen enthalten:
a) Name der betroffenen Minderungsverpflichteten oder des betroffenen Minderungsverpflichteten gemäß § 2 Z 34 iVm § 7
b) Angabe, dass der Grund für die Löschung die Erzeugung von Upstream Emissions-Reduktionen in Österreich ist;
4. die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekttätigkeiten nicht durch eine Maßnahme nach Artikel 11a Abs. 9 der Richtlinie 2003/87/EG von der Anrechnung auf einen europäischen Emissionshandel ausgeschlossen sind.
(5) Ein Antrag hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf das Ziel gemäß § 7 muss unter Einhaltung der folgenden Bedingungen durch einen Verpflichteten bzw. durch eine Gruppe von Verpflichteten gemäß § 7 oder im Falle der Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen des § 7 auf Dritte gemäß § 7a durch Dritte gestellt werden. Die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen. Der Antrag ist ab 1. Jänner 2020 bis spätestens 15. Oktober des dem Verpflichtungsjahr folgenden Jahres in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten und hat folgende Angaben zu enthalten:
1. Name und Anschrift des Antragstellers;
2. Name und Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechenden Akkreditierungsurkunde gemäß § 19b Abs. 3 Z 4;
3. die Menge der Upstream Emissions- Reduktionen, die auf die Ziele gemäß § 7 angerechnet werden sollen;
4. im Falle eines in Österreich anerkannten Projekts zur Reduktion der Upstream Emissionen die Projektnummer des zugrunde liegenden Projekts gemäß Abs. 2 Z 3 und die entsprechenden Verifizierungsberichte;
5. im Falle eines Nachweises gemäß Abs. 1 Z 3b und c die entsprechenden Unterlagen, die eine nachvollziehbare überprüfbare Dokumentation der Nachweise ermöglichen;
6. eine Erklärung des Antragstellers, dass die anrechenbaren Upstream Emissions-Reduktionen nicht bereits in einem anderen Mitgliedstaat der Europäischen Union geltend gemacht wurde oder eine Geltendmachung beabsichtigt wird.“
(6) Die Anträge sind durch die Umweltbundesamt GmbH zu prüfen, wobei im Falle von Unklarheiten und unzureichenden Angaben entsprechende Nachforderungen an die Antragsteller durch die Umweltbundesamt GmbH gestellt werden können. Im Falle eines positiv beurteilten Antrages hat die Umweltbundesamt GmbH die entsprechenden Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele nach § 7 anzurechnen, den mit einer eindeutigen Nummer versehenen Antrag zu veröffentlichen und die zur Identifikation der angerechneten Upstream Emissions-Reduktionen notwendigen Daten unverzüglich an die für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen zuständige Behörde der anderen Mitgliedstaaten zu senden. Werden die Voraussetzungen für den Antrag nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.
Berichtspflicht
§ 20. (1) Berichtspflichtiger ist
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(6) Die Daten für alle Berichtspflichten sind in elNa oder durch von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Muster in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.
Berichtspflicht
§ 20. (1) Berichtspflichtiger ist
1. der Meldepflichtige,
2. der Betrieb, der im laufenden Kalenderjahr Nachhaltigkeitsnachweise ausgestellt oder weitergegeben hat.
(2) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 Z 1 haben der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie jährlich einen Bericht vorzulegen, der insbesondere folgende Angaben zu enthalten hat:
1. einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten, verwendeten oder gehandelten Mengen aller flüssigen und gasförmigen fossilen Kraftstoffe und Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts;
*(Anm.: lit. a bis c aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
2. einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller flüssigen und gasförmigen Biokraftstoffe unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts, untergliedert nach:
a) den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 genügen sowie den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 nicht genügen
b) den Mengen, die aus den Ausgangsstoffen in Anhang XII Teil B und Anhang XIII angeführten Rohstoffen hergestellt wurden. Werden unterschiedliche Rohstoffe verwendet, so geben die Meldepflichtigen die Menge des Endprodukts für jeden Einsatzstoff an, die im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde.
3. einen Nachweis über die in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller sonstiger erneuerbarer Kraftstoffe für den Einsatz in Kraftfahrzeugen, mit Angaben zur Art und Menge der Kraftstoffe;
4. einen Nachweis über alle gemäß § 19a Abs. 4 gemeinsam verarbeiteter Kraftstoffmengen mit Angaben zur Art und Menge der einzelnen Ausgangsstoffe sowie Ort und Zeitpunkt der Herstellung des Endprodukts;
5. einen Nachweis, dass die zur Zielerreichung gemäß §§ 5, 6 und 7 anzurechnende erneuerbare Energie den Kriterien nach § 12 entspricht, sowie eine tabellarische Auflistung der einzelnen Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten für die erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbrachten oder verwendeten Biokraftstoffe und
6. die Höhe der nach § 19 berechneten Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen und nach § 19a der Treibhausgasintensität jedes einzelnen in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Kraftstoffs und Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich pro Energieeinheit und den spezifischen Summenwert, gemäß den jeweiligen Anteilen an der Gesamtmenge im jeweiligen Berichtsjahr. Die Berechnungsergebnisse nach § 19 sind einschließlich der vorläufigen Mittelwerte der geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen durch Biokraftstoffe gemäß Anhang XII anzugeben.
7. Bei den entsprechend §19b Abs. 1 Z 5 anzurechnende UERs sind für jedes einzelne anzurechnende UER Projekt folgende Angaben zu berichten:
a) das Startdatum des Projekts;
b) die jährlichen Emissionsreduktionen in CO 2 -Äquivalent in g/MJ;
c) den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden;
d) den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle;
e) die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO 2 -Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs;
f) die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden;
g) die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig identifiziert werden;
*(Anm.: lit. h aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
(3) Wird die Erfüllung einer Verpflichtung gemäß § 7a auf Dritte übertragen, so haben
1. die Dritten auf Grund ihrer vertraglichen Verpflichtung die erforderlichen Nachweise gemäß Abs. 2 zu den von ihnen in Verkehr gebrachte Menge der unterschiedlichen Kraftstoffe und Energieträger zu übermitteln;
2. die Verpflichteten Angaben über die vertraglich übernommene Erfüllung der Verpflichtungen durch Dritte mitzuteilen;
(4) Die jeweiligen Nachweise gemäß Abs. 2 mit Ausnahme der Nachweise betreffend die Zielerreichung gemäß § 7 haben für den Zeitraum eines Kalenderjahres beginnend mit 1. Jänner 2013 spätestens am 1. Mai des darauf folgenden Jahres bei der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie in elektronischer Form einzulangen. Die jeweiligen Nachweise gemäß Abs. 2 betreffend die Zielerreichung gemäß § 7 haben bis spätestens 15. November des dem Zieljahr folgenden Jahres bei der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie in elektronischer Form einzulangen.
(5) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 haben der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie für den Zeitraum eines Quartals spätestens am Monatsletzten des darauf folgenden Monats eine tabellarische Auflistung der einzelnen ausgestellten, in Verkehr gebrachten oder gehandelten Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten in elNa zu übermitteln.
(6) Die Daten für alle Berichtspflichten sind in elNa oder durch von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Muster in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.
Kostenersatz
§ 21. Die Umweltbundesamt GmbH kann für folgende Tätigkeiten einen angemessenen Kostenersatz von den Betrieben, Kontrollstellen und Zertifizierungssystemen einheben:
@@ -1432,6 +1862,22 @@
(3) Soweit der Verpflichtete die nach § 7a erforderlichen Angaben nicht oder nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird entsprechend der vom Verpflichteten im vorangegangenen Kalenderjahr in Verkehr gebrachten Mengen an Kraftstoffen die für die Zielsetzungen im Verpflichtungsjahr ausschlaggebende Menge geschätzt und als Basis für die Berechnung der Höhe ders Ausgleichsbetrages per Bescheid festgelegt. Die Schätzung unterbleibt, soweit der Verpflichtete im Rahmen der Anhörung zum Festsetzungsbescheid die Mitteilung nachholt.
Ausgleichsbetrag
§ 22. (1) Kommt ein Verpflichteter seinen Verpflichtungen nach §§ 5, 6 oder 7 nicht nach, wird für die nach dem Energiegehalt und/oder der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe oder Energieträger berechnete Fehlmenge ein Ausgleichsbetrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie festgesetzt.<sup>*(Anm. 1)*</sup>
(2) Soweit im Falle der Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 Dritte ihre vertraglich übernomme Erfüllung von Verpflichtungen nicht leisten, wird der Ausgleichsbetrag gegenüber dem Verpflichteten mit Bescheid festgelegt.
(3) Soweit der Verpflichtete oder die Verpflichtete die nach § 20 erforderlichen Angaben nicht oder nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird entsprechend der vom Verpflichteten oder der Verpflichteten im vorangegangenen Kalenderjahr in Verkehr gebrachten Mengen an Kraftstoffen die für die Zielsetzungen im Verpflichtungsjahr ausschlaggebende Menge geschätzt und als Basis für die Berechnung der Höhe des Ausgleichsbetrages per Bescheid festgelegt. Die Schätzung unterbleibt, soweit der Verpflichtete im Rahmen der Anhörung zum Festsetzungsbescheid die Mitteilung nachholt.
*(________________________*
*Anm. 1: Z 34 der Novelle BGBl. II Nr. 630/2020 lautet: „§ 22 Abs. 1 lautet: …“. Laut zuständigem Bundesministerium hätten die Ziffern 1 und 2 nicht entfallen sollen, diese lauten:*
*„1. In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß §§ 5 und 6 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages für den nach § 5 zu substituierenden Anteil von fossilem Ottokraftstoff 43 Euro pro Gigajoule und für den zu substituierenden Anteil von fossilem Dieselkraftstoff 19 Euro pro Gigajoule.*
*2. In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß § 7 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages 15 Euro pro Tonne CO2 Äquivalent. Der Ausgleichsbetrag wird unter der Annahme berechnet, dass die Treibhausgasminderung der Fehlmenge pro Energieeinheit so hoch gewesen wäre wie die durchschnittliche Treibhausgasminderung pro Energieeinheit aller Biokraftstoffe, die im Vorvorjahr in Österreich zur Erfüllung der Verpflichtungen nach § 5 zum Tragen gekommen sind.“)*
Inkrafttreten und Außerkrafttreten
§ 23. Diese Verordnung tritt mit Ablauf des Tages ihrer Kundmachung in Kraft; gleichzeitig tritt die Kraftstoffverordnung 1999, BGBl. II Nr. 418, in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 168/2009, außer Kraft. Ausgenommen davon ist § 6a Abs. 5, Z 1 und 2, welcher bis 31. Dezember 2012 in Kraft bleibt.
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5. die Richtlinie (EU) 2015/1513 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1,
6. die Richtlinie (EU) 2015/652 zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen, ABl. Nr. L 107 vom 25.04.2015 S. 26,
umgesetzt.
Umsetzung von Unionsrecht
§ 24. Mit dieser Verordnung werden
1. die Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinie 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 16,
2. die Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG des Rates, ABl. Nr. L 350 vom 28.12.1998 S. 58, geändert durch die Richtlinie 2009/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 88,
3. die Richtlinie 2011/63/EU zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen zwecks Anpassung an den technischen Fortschritt, ABl. Nr. L 147 vom 02.06.2011 S. 15,
4. Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe, ABl. Nr. L 307 vom 28.10.2014 S. 1,
5. die Richtlinie (EU) 2015/1513 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1,
6. die Richtlinie (EU) 2015/652 zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen, ABl. Nr. L 107 vom 25.04.2015 S. 26,
7. die Richtlinie (EU) 2018/2001, Artikel 26, zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 328 vom 21.12.2018 S. 82,
umgesetzt.
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(5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, angegeben.
Anhang II
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor
Typ: Ottokraftstoff
| Parameter<sup>1</sup> | Einheit | Grenzwerte<sup>2</sup> | |
| --- | --- | --- | --- |
| Minimum | Maximum | | |
| Research-Oktanzahl | | 95<sup>3</sup> | – |
| Motor-Oktanzahl | | 85 | – |
| Dampfdruck, Sommerperiode<sup>4</sup> | kPa | – | 60,0 |
| Siedeverlauf: | | | |
| – verdampft bei 100°C | % v/v | 46,0 | – |
| – verdampft bei 150°C | % v/v | 75,0 | – |
| Analyse der Kohlenwasserstoffe: | | | |
| – Olefine | % v/v | – | 18,0 |
| – Aromaten | % v/v | – | 35,0 |
| – Benzol | % v/v | – | 1,0 |
| Sauerstoffgehalt | % m/m | | 3,7 |
| Sauerstoffhaltige Komponenten | | | |
| – Methanol | % v/v | | 3,0 |
| – Ethanol (Stabilisierungsmittel können notwendig sein) | % v/v | | 10,0 |
| – Isopropylalkohol | % v/v | – | 12,0 |
| – Tertiärer Butylalkohol | % v/v | – | 15,0 |
| – Isobutylalkohol | % v/v | – | 15,0 |
| – Ether, die fünf oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten | % v/v | – | 22,0 |
| – sonstige sauerstoffhaltige Komponenten<sup>5</sup> | % v/v | – | 15,0 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 10,0 |
| Bleigehalt | g/l | – | 0,005 |
| | | | |
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, genannten Verfahren. Es können gegebenenfalls die Analysemethoden verwenden, die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, ersetzenden Normen genannt sind, wenn diese nachweislich mindestens den gleichen Genauigkeitsgrad wie die ersetzten Analysemethoden aufweisen.
(2) Die in der Spezifikation angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4249 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R= Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf Grundlage der in ÖNORM EN ISO 4259 vom 1. April 2007 beschriebenen Kriterien ausgewertet.
(3) Unverbleites Normalbenzin darf mit einer Mindest-Motor-Oktanzahl (MOZ) und Mindest-Research-Oktanzahl (ROZ) nach ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, in Verkehr gebracht werden.
(4) Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September.
(5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, angegeben.
Anhang III
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Kompressionszündungsmotor
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(2) Die in den Spezifikationen angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf der Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet.
(3) FAME erfüllt die Anforderungen der ÖNORM 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2014.
Anhang III
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Kompressionszündungsmotor
| Typ: Diesel | | | |
| --- | --- | --- | --- |
| Parameter (<sup>1</sup>) | Einheit | Grenzwerte (<sup>2</sup>) | |
| Minimum | Maximum | | |
| Cetanzahl | | 51,0 | – |
| Dichte bei 15°C | kg/m (<sup>3</sup>) | – | 845,0 |
| Siedeverlauf | | | |
| –95 Vol % rückgewonnen bei: | °C | – | 360,0 |
| Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe | % m/m | – | 8,0 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 10,0 |
| FAME-Gehalt – EN 14078 | % v/v | – | 7,0 (<sup>3</sup>) |
| | | | |
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. August 2019 genannten Verfahren.“
(2) Die in den Spezifikationen angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Präzision von Messverfahren und Ergebnissen, Teil 1: Bestimmung der Präzisionsdaten von Prüfverfahren vom 1. April 2020 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf der Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet.
(3) FAME erfüllt die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2019.
Anhang IV
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| | | | | |
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012, genannten Verfahren.
Anhang IV
Spezifikationen für Flüssiggas gemäß der ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2019
| Eigenschaft 1 | Einheit | Grenzwerte | | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| | | Minimum | Maximum | |
| Klopffestigkeit, MOZ (MOZ: Motor-Octanzahl) | | 89,0 | | |
| Gesamtgehalt an Dienen | % (m/m) | | 0,5 | |
| 1,3-Butadien | % (m/m) | | 0,10 | |
| Propangehalt bis 30. April 2022 ab 01. Mai 2022 | % (m/m) | 20 30 | | |
| Schwefelwasserstoff | % (m/m) | Nicht nachweisbar | | |
| Gesamtschwefelgehalt (nach Odorierung) | mg/kg | | 30 | |
| | | | | |
| | | | | |
| Korrosionswirkung auf Kupfer (1 h bei 40°C) | Korrosionsgrad | Klasse 1 | | |
| Abdampfrückstand | mg/kg | | 60 | |
| | | | | |
| Dampfdruck, Manometerdampfdruck, bei 40°C | kPa | | 1 550 | |
| | | | | |
| | | | | |
| Dampfdruck, Manometerdampfdruck, min 150 kPa bei einer Temperatur von | °C | | | |
| | – für Klasse A | -10 | | |
| – für Klasse B | -5 | | | |
| – für Klasse C | 0 | | | |
| – für Klasse D | +10 | | | |
| – für Klasse E | +20 | | | |
| Wassergehalt | | Bestanden | | |
| Geruch | | Unangenehm und spezifisch bei 20% der unteren Entflammbarkeitsgrenze | | |
| | | | | |
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2019, genannten Verfahren.
Anhang V
@@ -2137,6 +2701,57 @@
d) Zur Bestimmung der Gesamtverschmutzung ist die ÖNORM EN 12662 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Bestimmung der Verschmutzung in Mitteldestillaten“ausgegeben am 1. August 2008 heranzuziehen.
Anhang VI
Spezifikation für Fettsäuremethylester gemäß der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2019
| Eigenschaft<sup>1</sup> | Einheit | Grenzwerte | | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| | | min. | max. | |
| Fettsäure-Methyl-Ester-Gehalt | % (m/m) | 96,5 | – | |
| Dichte bei 15°C<sup>a</sup> | kg/m<sup>3</sup> | 860 | 900 | |
| | | | | |
| Viskosität bei 40°C<sup>b</sup> | mm<sup>2</sup>/s | 3,50 | 5,00 | |
| Flammpunkt | °C | 101 | – | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| Cetanzahl<sup>c</sup> | – | 51,0 | – | |
| Korrosionswirkung auf Kupfer (3 h bei 50°C) | Korrosionsgrad | Klasse 1 | | |
| Oxidationsstabilität, 110°C | h | 8,0 | – | |
| | | | | |
| Säurezahl | mg KOH/g | – | 0,50 | |
| Iodzahl | g Iod/100 g | – | 120 | |
| Gehalt an Linolensäure-Methylester | % (m/m) | – | 12,0 | |
| Gehalt an mehrfach ungesättigten Fettsäuremethylestern mit ≥ 4 Doppelbindungen | % (m/m) | – | 1 | |
| Methanol-Gehalt | % (m/m) | – | 0,20 | |
| Monoglycerid-Gehalt | % (m/m) | – | 0,70 | |
| Diglycerid-Gehalt | % (m/m) | – | 0,20 | |
| Triglycerid-Gehalt | % (m/m) | – | 0,20 | |
| Gehalt an freiem Glycerin | % (m/m) | – | 0,02 | |
| | | | | |
| Gehalt an Gesamt-Glycerin | % (m/m) | – | 0,25 | |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,05 | |
| Gesamtverschmutzung<sup>c</sup> | mg/kg | – | 24 | |
| Asche-Gehalt (Sulfat-Asche) | % (m/m) | – | 0,02 | |
| Schwefel-Gehalt | mg/kg | – | 10,0 | |
| | | | | |
| | | | | |
| Gehalt an Alkali-Metallen (Na+K) | mg/kg | – | 5,0 | |
| | | | | |
| | | | | |
| Gehalt an Erdalkali-Metallen (Ca+Mg) | mg/kg | – | 5,0 | |
| Phosphor-Gehalt | mg/kg | - | 4,0 | |
| | | | | |
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, genannten Verfahren.
1. Die Dichte kann im Temperaturbereich von 20°C bis 60°C gemessen werden. Dabei ist eine Temperaturkorrektur mit der in Anhang C der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, angegebenen Gleichung durchzuführen.
2. Falls der CFPP 20°C oder weniger beträgt, muss die Viskosität bei 20°C gemessen werden und darf nicht 48 mm 2 /s überschreiten. In diesem Fall ist ÖNORM EN ISO 3104 „Mineralölerzeugnisse – Durchsichtige und undurchsichtige Flüssigkeiten – Bestimmung der kinematischen Viskosität und Berechnung der dynamischen Viskosität“ vom 1. September 1999 wegen des nicht-Newton’schen Verhaltens in einem zwei-Phasen-System nur ohne die zugehörigen Präzisionswerte anwendbar.
3. Zur Bestimmung der Gesamtverschmutzung ist die ÖNORM EN 12662 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Bestimmung der Verschmutzung in Mitteldestillaten“ ausgegeben am 1. August 2008 heranzuziehen.
Anhang VII
Kraftstoffspezifikationen für reines Pflanzenöl
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1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016 genannten Verfahren
Anhang VIII
Kraftstoffspezifikationen für Superethanol E 85 gemäß ÖNORM EN 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Dezember 2018
Tabelle 1 – Anforderungen für Superethanol E 85
| Eigenschaft<sup>1</sup> | Einheit | Grenzwerte | Grenzwerte |
| --- | --- | --- | --- |
| | | min. | max. |
| Dichte (bei 15°C) | kg/m<sup>3</sup> | 755,0 | 800,0 |
| Oxidationsstabilität | min | 360 | – |
| Abdampfrückstand (gewaschen) | mg/100ml | – | 5 |
| Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) | Klassifizierung | Klasse 1 | Klasse 1 |
| Gesamtsäurezahl (angegeben als Essigsäure) | %(m/m) | – | 0,005 |
| elektrische Leitfähigkeit | µS/cm | – | 1,5 |
| Methanolgehalt | % (V/V) | – | 1,0 |
| Höhere gesättigte Monoalkohole (C3-C5) | % (V/V) | – | 6,0 |
| Aussehen<sup>2</sup> | | klar und farblos | |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,400 |
| Gehalt an anorganischem Chlorid | mg/kg | – | 1,2 |
| Phosphorgehalt<sup>c</sup> | mg/l | – | 0,15 |
| Schwefelgehalt<sup>c</sup> | mg/kg | – | 10,0 |
| Sulfatgehalt | mg/kg | – | 2,6 |
| | | | |
*(Anm.: Abs. 1 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
________________________
1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 1. Dezember 2018 genannten Verfahren.
2 Auf Umgebungstemperatur oder bei 15°C, je nachdem welcher Wert höher ist, und vor einer möglichen Einfärbung zu bestimmen.
Anhang VIIIa
Spezifikationen für Paraffinischen Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016;
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1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016 genannten Verfahren
2 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen
3 Der Gesamtaromatengehalt beinhaltet polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe. Entspricht das Produkt dem in der Tabelle angegebenen Grenzwert, entspricht es auch dem derzeit gesetzlich festgelegten Grenzwert für den Gehalt an polycyclischen aromatischen Kohlenwasserstoffen
4 Für paraffinischen Dieselkraftstoff mit mehr als 2% (V/V) FAME ist dies eine zusätzliche Anforderung
*(Anm.: Fußnote 5 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
Anhang VIIIa
Spezifikationen für Paraffinischen Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Oktober 2019
Anforderungen für Paraffinische Dieselkraftstoffe
| Eigenschaft<sup>1</sup> | Einheit | Grenzwerte Klasse A | Grenzwerte Klasse A | Grenzwerte Klasse B | Grenzwerte Klasse B |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Min | Max | Min | Max | | |
| Cetanzahl | | 70,0 | – | 51,0 | – |
| Dichte bei 15°C | kg/m<sup>3</sup> | 765,0 | 800,0 | 780,0 | 810,0 |
| Flammpunkt | °C | über 55,0 | – | über 55,0 | – |
| Viskosität bei 40°C | mm<sup>2</sup>/s | 2,000 | 4,500 | 2,000 | 4,500 |
| Destillation | | | | | |
| %(V/V)aufgefangen bei 250° C | %(V/V) | | ≤65 | | ≤65 |
| %(V/V)aufgefangen bei 350°C | %(V/V) | 85 | | 85 | |
| 95%(V/V)aufgefangen bei | °C | | 360 | | 360 |
| Schmierfähigkeit, korrigierter „Durchmesser der Verschleißkalotte“ (en:wear scar diameter)(WSD1,4) bei 60°C | µm | – | 460 | – | 460 |
| FAME-Gehalt<sup>2</sup> | %(V/V) | – | 7,0 | – | 7,0 |
| Mangangehalt | mg/l | – | 2,0 | – | 2,0 |
| Gesamtaromatengehalt<sup>3</sup> | %(m/m) | – | 1,1 | – | 1,1 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 5,0 | – | 5,0 |
| Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand) | %(m/m) | – | 0,30 | – | 0,30 |
| Aschegehalt | %(m/m) | – | 0,010 | – | 0,010 |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,02 | – | 0,02 |
| Gesamtverschmutzung | mg/kg | – | 24 | – | 24 |
| Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) | Korrosionsgrad | Klasse 1 | Klasse1 | Klasse 1 | Klasse 1 |
| Oxidationsstabilität | g/m<sup>3</sup> h | – 20,0<sup>4</sup> | 25 – | – 20,04 | 25 – |
| | | | | | |
___________________________
1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Oktober 2019 genannten Verfahren
2 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, erfüllen“.
3 Der Gesamtaromatengehalt beinhaltet polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe. Entspricht das Produkt dem in der Tabelle angegebenen Grenzwert, entspricht es auch dem derzeit gesetzlich festgelegten Grenzwert für den Gehalt an polycyclischen aromatischen Kohlenwasserstoffen
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11 Die Destillationsgrenzen bei 250° und 350° gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff
Anhang VIIIb
Spezifikationen für B10 Dieselkraftstoff gemäß ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge ― B 10 Dieselkraftstoff ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019
Allgemein anwendbare Anforderungen für Dieselkraftstoff B 10
| Eigenschaft<sup>6</sup> | Einheit | Grenzwerte Minimum | Grenzwerte Maximum |
| --- | --- | --- | --- |
| Cetanzahl | | 51,0 | – |
| Cetanindex | | 46,0 | – |
| Dichte bei 15°C | kg/m<sup>3</sup> | 820,0 | 845,0 |
| Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe | %(m/m) | – | 8,0 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 10,0 |
| Mangangehalt | mg/l | – | 2,0 |
| Flammpunkt | °C | 55,0 | – |
| Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand) | %(m/m) | – | 0,30 |
| Aschegehalt | %(m/m) | – | 0,010 |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,020 |
| Gesamtverschmutzung | mg/kg | – | 24 |
| Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) | Korrosionsgrad | Klasse 1 | Klasse 1 |
| Fettsäure-Metylester-Gehalt (FAME-Gehalt)<sup>8</sup> | % (V/V) | – | 10,0 |
| Oxidationsstabilität | g/m<sup>3</sup> h | – 20,0<sup>9</sup> | 25 – |
| Schmierfähigkeit, korrigierter „Durchmesser der Verschleißkalotte“ (en:wear scar diameter)(WSD1,4) bei 60°C | µm | – | 460 |
| Viskosität bei 40°C | mm<sup>2</sup>/s | 2,000 | 4,500 |
| Destillation<sup>10</sup> | | | |
| %(V/V)aufgefangen bei 250°C<sup>11</sup> | %(V/V) | | ≤65 |
| %(V/V)aufgefangen bei 350°C | %(V/V) | 85 | |
| 95%(V/V)aufgefangen bei | °C | | 360 |
| | | | |
__________________________
6 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – B10 Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1.Jänner 2017 genannten Verfahren
*(Anm.: Fußnote 7 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
8 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen
9 Für paraffinischen Dieselkraftstoff mit mehr als 2% (V/V) FAME ist dies eine zusätzliche Anforderung
10 Für die Berechnung des Cetanindex werden außerdem die Gewinnungspunkte für 10% (V/V), 50% (V/V) und 90% (V/V) benötigt
11 Die Destillationsgrenzen bei 250°C und 350°C gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff
Anhang VIIIc
Spezifikationen für Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) gemäß ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. März 2016
@@ -2674,6 +3408,76 @@
21 Die Destillationsgrenzen bei 250° und 350° gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff
Anhang VIIIc
Spezifikationen für Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) gemäß ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019
Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohem FAME-Gehalt (B 20)
| Eigenschaft<sup>12</sup> | Einheit | Grenzwerte Minimum | Grenzwerte Maximum |
| --- | --- | --- | --- |
| Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)<sup>13</sup> | % (V/V) | 14,0 | 20,0 |
| Cetanzahl | | 51,0 | – |
| Dichte bei 15°C | kg/m<sup>3</sup> | 820,0 | 860,0 |
| Flammpunkt | °C | über 55,0 | – |
| Viskosität bei 40°C | mm<sup>2</sup>/s | 2,000 | 4,620 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 10,0 |
| Mangangehalt | mg/kg | – | 2,0 |
| Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe<sup>14</sup> | % (m/m) | – | 8,0 |
| Aschegehalt | % (m/m) | – | 0,010 |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,026 |
| Gesamtverschmutzung<sup>15</sup> | mg/kg | – | 24 |
| Oxidationsstabilität | h | 20,0 | |
| Destillation<sup>16</sup> | | | |
| % (V/V) aufgefangen bei 250°C | %(V/V) | | ≤65 |
| %(V/V)aufgefangen bei 350°C | %(V/V) | 85 | |
| 95%(V/V)aufgefangen bei | °C | | 360 |
| | | | |
Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohem FAME-Gehalt (B 30)
| Eigenschaft<sup>17</sup> | Einheit | Grenzwerte Minimum | Grenzwerte Maximum |
| --- | --- | --- | --- |
| Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)<sup>18</sup> | % (V/V) | 24,0 | 30,0 |
| Cetanzahl | | 51,0 | – |
| Dichte bei 15°C | kg/m<sup>3</sup> | 825,0 | 865,0 |
| Flammpunkt | °C | über 55,0 | – |
| Viskosität bei 40°C | mm<sup>2</sup>/s | 2,000 | 4,650 |
| Schwefelgehalt | mg/kg | – | 10,0 |
| Mangangehalt | mg/l | – | 2,0 |
| Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe<sup>19</sup> | % (m/m) | – | 8,0 |
| Aschegehalt | % (m/m) | – | 0,010 |
| Wassergehalt | % (m/m) | – | 0,029 |
| Gesamtverschmutzung<sup>20</sup> | mg/kg | – | 24 |
| Oxidationsstabilität | h | 20,0 | – |
| Destillation<sup>21</sup> | | | |
| % (V/V) aufgefangen bei 250°C | %(V/V) | | ≤65 |
| %(V/V)aufgefangen bei 350°C | %(V/V) | 85 | |
| 95%(V/V)aufgefangen bei | °C | | 360 |
| | | | |
_________________________
12 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019 genannten Verfahren
13 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 vom 15. Juli 2019 erfüllen
*(Anm.: Fußnote 14 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
15 Wenn die Probe nicht innerhalb von 30 min filtriert wird, muss das Ergebnis als Nichteinhaltung der Spezifikation angegeben werden
16 Die Destillationsgrenzen bei 250° und 350° gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff
17 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019 genannten Verfahren
18 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 vom 15. Juli 2019 erfüllen
*(Anm.: Fußnote 19 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)*
20 Wenn die Probe nicht innerhalb von 30 min filtriert wird, muss das Ergebnis als Nichteinhaltung der Spezifikation angegeben werden
21 Die Destillationsgrenzen bei 250°C und 350°C gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff
Anhang IX
Energiegehalt von Kraftstoffen
@@ -2721,6 +3525,33 @@
| Dieselkraftstoff | 43 | 36 | 0,837 | kg/l |
| CNG<sup>(a)</sup> (Erdgas, Biomethan) | 49,2 | – | 0,728 | kg/m<sup>3</sup> |
| LNG (Erdgas; Biomethan) | 22 | – | 0,430 | kg/l |
| | | | | |
(a) Einheit „kg/m<sup>3</sup>“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K
Anhang IX
Energiegehalt von Kraftstoffen gemäß der Richtlinie 2009/28/EG
| Kraftstoff | Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg) | Volumenspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/l) | Dichte | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Wert | Einheit | | | |
| Bioethanol (aus Biomasse hergestelltes Ethanol) | 27 | 21 | 0,778 | kg/l |
| Bio-ETBE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Ethyl-Tertiär-Butylether) | 36 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen) | 27 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen) | 0,750 | kg/l |
| Biomethanol (aus Biomasse hergestelltes Methanol zur Verwendung als Biokraftstoff) | 20 | 16 | 0,800 | kg/l |
| Bio-MTBE (auf der Grundlage von Biomethanol hergestellter Methyl-Tertiär-Butylether) | 35 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen) | 26 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen) | 0,743 | kg/l |
| Bio-DME (aus Biomasse hergestellter Dimethylether zur Verwendung als Biokraftstoff) | 28 | 19 | 0,679 | kg/l |
| Bio-TAEE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether) | 38 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen) | 29 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen) | 0,763 | kg/l |
| Biobutanol (aus Biomasse hergestelltes Butanol zur Verwendung als Biokraftstoff) | 33 | 27 | 0,818 | kg/l |
| Biodiesel (Methylester eines pflanzlichen oder tierischen Öls mit Dieselkraftstoffqualität zur Verwendung als Biokraftstoff) | 37 | 33 | 0,892 | kg/l |
| Fischer-Tropsch-Diesel (aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch)) | 44 | 34 | 0,773 | kg/l |
| Hydriertes Pflanzenöl (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes Pflanzenöl) | 44 | 34 | 0,773 | kg/l |
| Reines Pflanzenöl (durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes Öl, roh oder raffiniert, jedoch chemisch unverändert, sofern es für den betreffenden Motorentyp geeignet ist und die entsprechenden Emissionsanforderungen erfüllt) | 37 | 34 | 0,919 | kg/l |
| Biomethan | 50 | – | 0,730 | kg/m<sup>3(a)</sup> |
| Ottokraftstoff | 43 | 32 | 0,744 | kg/l |
| Dieselkraftstoff | 43 | 36 | 0,837 | kg/l |
| CNG<sup>(a)</sup> (Erdgas, Biomethan) | 49,2 | – | 0,728 | kg/m<sup>3</sup> |
| LNG (Erdgas; Biomethan) | – | 22 | 0,430 | kg/l |
| | | | | |
(a) Einheit „kg/m<sup>3</sup>“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K
@@ -3310,6 +4141,347 @@
13. Die Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (e u ) werden für Biokraftstoffe mit null angesetzt.
14. Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid (eccs), die nicht bereits in ep berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Sequestrierung von emittiertem CO 2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Kraftstoff verbunden sind.
15. Die Emissionseinsparung durch CO 2 -Abscheidung und -ersetzung (e ccr ) wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO 2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und anstelle des auf fossile Brennstoffe zurückgehenden Kohlendioxids für gewerbliche Erzeugnisse und Dienstleistungen verwendet wird.
16. Die Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung (e ee ) wird im Verhältnis zu dem von Kraftstoffherstellungssystemen mit Kraft-Wärme-Kopplung, welche als Brennstoff andere Nebenerzeugnisse als Ernterückstände einsetzen, erzeugten Elektrizitätsüberschuss berücksichtigt. Für die Berücksichtigung dieses Elektrizitätsüberschusses wird davon ausgegangen, dass die Größe der KWK-Anlage der Mindestgröße entspricht, die erforderlich ist, um die für die Kraftstoffherstellung benötigte Wärme zu liefern. Die mit diesem Elektrizitätsüberschuss verbundene Minderung an Treibhausgasemissionen werden der Treibhausgasmenge gleichgesetzt, die bei der Erzeugung einer entsprechenden Elektrizitätsmenge in einem Kraftwerk emittiert würde, das den gleichen Brennstoff einsetzt wie die KWK-Anlage.
17. Werden bei einem Kraftstoffherstellungsverfahren neben dem Kraftstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Erzeugnisse („Nebenerzeugnisse“) hergestellt, so werden die anfallenden Treibhausgasemissionen zwischen dem Kraftstoff oder dessen Zwischenerzeugnis und den Nebenerzeugnissen nach Maßgabe ihres Energiegehalts (der bei anderen Nebenerzeugnissen als Elektrizität durch den unteren Heizwert bestimmt wird) aufgeteilt.
18. Für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + die Anteile von ep, etd und eee, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenerzeugnis erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenerzeugnissen zugewiesen, so wird für diesen Zweck anstelle der Gesamtemissionen der Bruchteil dieser Emissionen verwendet, der im letzten Verfahrensschritt dem Zwischenerzeugnis zugeordnet wird.
Im Falle von Biokraftstoffen werden sämtliche Nebenerzeugnisse, einschließlich nicht unter Nummer 16 fallender Elektrizität, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt, mit Ausnahme von Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen. Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenerzeugnissen mit negativem Energiegehalt auf null festgesetzt.
Die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen, Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen sowie Produktionsrückständen einschließlich Rohglycerin (nicht raffiniertes Glycerin) werden bis zur Sammlung dieser Materialien auf null angesetzt.
Bei Kraftstoffen, die in Raffinerien hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.
D. Disaggregierte Standardwerte für Biokraftstoffe
Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Zuckerrüben | 12 | 12 |
| Ethanol aus Weizen | 23 | 23 |
| Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt | 20 | 20 |
| Ethanol aus Zuckerrohr | 14 | 14 |
| ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| Biodiesel aus Raps | 29 | 29 |
| Biodiesel aus Sonnenblumen | 18 | 18 |
| Biodiesel aus Sojabohnen | 19 | 19 |
| Biodiesel aus Palmöl | 14 | 14 |
| Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem (*) Abfallöl | 0 | 0 |
| Hydriertes Rapsöl | 30 | 30 |
| Hydriertes Sonnenblumenöl | 18 | 18 |
| Hydriertes Palmöl | 15 | 15 |
| Reines Rapsöl | 30 | 30 |
| Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas | 0 | 0 |
| Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas | 0 | 0 |
| Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas | 0 | 0 |
| | | |
(*)Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.
Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Zuckerrüben | 19 | 26 |
| Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 32 | 45 |
| Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 32 | 45 |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) | 21 | 30 |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 14 | 19 |
| Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 1 | 1 |
| Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 15 | 21 |
| Ethanol aus Zuckerrohr | 1 | 1 |
| ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| Biodiesel aus Raps | 16 | 22 |
| Biodiesel aus Sonnenblumen | 16 | 22 |
| Biodiesel aus Sojabohnen | 18 | 26 |
| Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 35 | 49 |
| Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 13 | 18 |
| Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl | 9 | 13 |
| Hydriertes Rapsöl | 10 | 13 |
| Hydriertes Sonnenblumenöl | 10 | 13 |
| Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) | 30 | 42 |
| Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 7 | 9 |
| Reines Rapsöl | 4 | 5 |
| Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas | 14 | 20 |
| Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas | 8 | 11 |
| Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas | 8 | 11 |
| | | |
Disaggregierte Standardwerte für Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Zuckerrüben | 2 | 2 |
| Ethanol aus Weizen | 2 | 2 |
| Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt | 2 | 2 |
| Ethanol aus Zuckerrohr | 9 | 9 |
| ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| Biodiesel aus Raps | 1 | 1 |
| Biodiesel aus Sonnenblumen | 1 | 1 |
| Biodiesel aus Sojabohnen | 13 | 13 |
| Biodiesel aus Palmöl | 5 | 5 |
| Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl | 1 | 1 |
| Hydriertes Rapsöl | 1 | 1 |
| Hydriertes Sonnenblumenöl | 1 | 1 |
| Hydriertes Palmöl | 5 | 5 |
| Reines Rapsöl | 1 | 1 |
| Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas | 3 | 3 |
| Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas | 5 | 5 |
| Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas | 4 | 4 |
| | | |
Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Zuckerrüben | 33 | 40 |
| Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 57 | 70 |
| Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 57 | 70 |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) | 46 | 55 |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 39 | 44 |
| Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 26 | 26 |
| Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 37 | 43 |
| Ethanol aus Zuckerrohr | 24 | 24 |
| ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | |
| Biodiesel aus Raps | 46 | 52 |
| Biodiesel aus Sonnenblumen | 35 | 41 |
| Biodiesel aus Sojabohnen | 50 | 58 |
| Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 54 | 68 |
| Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 32 | 37 |
| Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl | 10 | 14 |
| Hydriertes Rapsöl | 41 | 44 |
| Hydriertes Sonnenblumenöl | 29 | 32 |
| Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) | 50 | 62 |
| Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 27 | 29 |
| Reines Rapsöl | 35 | 36 |
| Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas | 17 | 23 |
| Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas | 13 | 16 |
| Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas | 12 | 15 |
| | | |
E. Geschätzte disaggregierte Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren
Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Weizenstroh | 3 | 3 |
| Ethanol aus Holz | 1 | 1 |
| Ethanol aus Kulturholz | 6 | 6 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz | 1 | 1 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz | 4 | 4 |
| DME aus Abfallholz | 1 | 1 |
| DME aus Kulturholz | 5 | 5 |
| Methanol aus Abfallholz | 1 | 1 |
| Methanol aus Kulturholz | 5 | 5 |
| MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Methanol | |
| | | |
Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgas-Emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Weizenstroh | 5 | 7 |
| Ethanol aus Holz | 12 | 17 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Holz | 0 | 0 |
| DME aus Holz | 0 | 0 |
| Methanol aus Holz | 0 | 0 |
| MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | |
| | | |
Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Weizenstroh | 2 | 2 |
| Ethanol aus Abfallholz | 4 | 4 |
| Ethanol aus Kulturholz | 2 | 2 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz | 3 | 3 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz | 2 | 2 |
| DME aus Abfallholz | 4 | 4 |
| DME aus Kulturholz | 2 | 2 |
| Methanol aus Abfallholz | 4 | 4 |
| Methanol aus Kulturholz | 2 | 2 |
| MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Methanol | |
| | | |
Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb
| Herstellungsweg der Biokraftstoffe | Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) | Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Weizenstroh | 11 | 13 |
| Ethanol aus Abfallholz | 17 | 22 |
| Ethanol aus Kulturholz | 20 | 25 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz | 4 | 4 |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz | 6 | 6 |
| DME aus Abfallholz | 5 | 5 |
| DME aus Kulturholz | 7 | 7 |
| Methanol aus Abfallholz | 5 | 5 |
| Methanol aus Kulturholz | 7 | 7 |
| MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Methanol“ | |
| | | |
________________________
22 Der durch Division des Molekulargewichts von CO2 (44,010 g/mol) durch das Molekulargewicht von Kohlenstoff (12,011 g/mol) gewonnene Quotient ist gleich 3,664.
23 Kulturflächen im Sinn der Definition des IPCC
24 Dauerkulturen sind definiert als mehrjährige Kulturpflanzen, deren Stiel normalerweise nicht jährlich geerntet wird (z. B. Niederwald mit Kurzumtrieb und Ölpalmen).
Anhang X
Regeln für die Berechnung des Beitrags von Biokraftstoffen und des entsprechenden Vergleichswerts für fossile Brennstoffe zum Treibhauseffekt
A. Typische Werte und Standardwerte für Biokraftstoffe bei Herstellung ohne Netto
– CO 2 -Emissionen infolge von Landnutzungsänderungen;
| Herstellungsweg des Biokraftstoffs | Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen | Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Zuckerrüben | 61% | 52% |
| Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 32% | 16% |
| Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 32% | 16% |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) | 45% | 34% |
| Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 53% | 47% |
| Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 69% | 69% |
| Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) | 56% | 49% |
| Ethanol aus Zuckerrohr | 71% | 71% |
| Ethyl-Tertiär-Butylether /ETBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol |
| Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether /TAEE) Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol | Wie beim Herstellungsweg für Ethanol |
| Biodiesel aus Raps | 45% | 38% |
| Biodiesel aus Sonnenblumen | 58% | 51% |
| Biodiesel aus Sojabohnen | 40% | 31% |
| Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) | 36% | 19% |
| Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 62% | 56% |
| Biodiesel aus pflanzlichen oder tierischem Abfallöl (*) | 88% | 83% |
| Hydriertes Rapsöl | 51% | 47% |
| Hydriertes Sonnenblumenöl | 65% | 62% |
| Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) | 40% | 26% |
| Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) | 68% | 65% |
| Reines Rapsöl | 58% | 57% |
| Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas | 80% | 73% |
| Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas | 84% | 81% |
| Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas | 86% | 82% |
| | | |
(*) Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1774/2002, ABl. L Nr. L 300 vom 14.11.2009 S. 1, zuletzt berichtigt durch ABl. Nr. L 348 vom 04.12.2014 S. 31 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.
B. Geschätzte typische Werte und Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren, bei Herstellung ohne Netto-CO 2 -Emission infolge von Landnutzungsänderungen
| Herstellungsweg des Biokraftstoffs | Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen | Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen |
| --- | --- | --- |
| Ethanol aus Weizenstroh | 87% | 85% |
| Ethanol aus Abfallholz | 80% | 74% |
| Ethanol aus Kulturholz | 76% | 70% |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz | 95% | 95% |
| Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz | 93% | 93% |
| Dimethylether (DME) aus Abfallholz | 95% | 95% |
| DME aus Kulturholz | 92% | 92% |
| Methanol aus Abfallholz | 94% | 94% |
| Methanol aus Kulturholz | 91% | 91% |
| Methyl-Tertiär-Butylether (MTBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen | Wie beim Herstellungsweg für Methanol | Wie beim Herstellungsweg für Methanol |
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C. Methodologie
1. Die Treibhausgasemissionen bei der Herstellung und Verwendung von Kraftstoffen und Biokraftstoffen werden wie folgt berechnet:
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee,
| 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 Kohlendioxid; |
| eccr | =.Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid und |
| eee | = Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung. |
| Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt. | |
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2. Die durch Kraftstoffe verursachten Treibhausgasemissionen E werden in CO 2 -Äquivalent in g/MJ (Gramm CO 2 -Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff) angegeben.
3. Abweichend von Nummer 2 können für Kraftstoffe die in die in CO 2 -Äquivalent in g/MJ berechneten Werte so angepasst werden, dass Unterschiede zwischen Kraftstoffen bei der in km/MJ ausgedrückten geleisteten Nutzarbeit berücksichtigt werden. Derartige Anpassungen sind nur zulässig, wenn Belege für die Unterschiede bei der geleisteten Nutzarbeit angeführt werden.
4. Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielte Einsparung bei den Treibhausgasemissionen wird wie folgt berechnet:
EINSPARUNG = (EF – EB)/EF
dabei sind:
EB = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Biokraftstoffs;
EF = Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe.
5. Die für die unter Nummer 1 genannten Zwecke berücksichtigten Treibhausgase sind CO 2 , N 2 O und CH 4 . Zur Berechnung der CO 2 -Äquivalenz werden diese Gase wie folgt gewichtet:
| CO2: | 1 |
| --- | --- |
| N2O: | 296 |
| CH4: | 23 |
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6. Die Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe (e ec ) schließen die Emissionen des Gewinnungs- oder Anbauprozesses selbst, beim Sammeln der Rohstoffe, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Gewinnung oder zum Anbau verwendeten Chemikalien ein. Die CO 2 -Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt. Zertifizierte Reduktionen von Treibhausgasemissionen aus dem Abfackeln an Ölförderstätten in allen Teilen der Welt werden abgezogen. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau Schätzungen aus den Durchschnittswerten abgeleitet werden, die für kleinere als die bei der Berechnung der Standardwerte herangezogenen geografischen Gebiete berechnet wurden.
7. Die auf Jahresbasis umgerechneten Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (e l ) 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(<sup>22</sup>)
dabei sind:
el = auf das Jahr umgerechnete Treibhausgasemissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (gemessen als Masse (Gramm) an CO2-Äquivalent pro Energieeinheit (Megajoule) Biokraftstoff); „Kulturflächen“ (<sup>23</sup>) und „Dauerkulturen“ (<sup>24</sup>) sind als eine einzige Landnutzungsart zu betrachten;
CSR= der mit der Bezugsfläche 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 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 = die Pflanzenproduktivität (gemessen als Energie des Biokraftstoffs pro Flächeneinheit und Jahr) und
eB = Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ Biokraftstoff, wenn die Biomasse unter den in Nummer 8 genannten Bedingungen auf wiederhergestellten degradierten Flächen gewonnen wird
8. Der Bonus von 29 CO 2 -Äquivalent in g/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) unter eine der folgenden zwei Kategorien fällt:
i) stark degradierte Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen,
ii) stark verschmutzte Flächen.
Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 10 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 Z i fallenden Flächen gewährleistet werden und die Bodenverschmutzung auf unter Z ii fallenden Flächen gesenkt wird.
9. Die in Nummer 8 Buchstabe b genannten Kategorien werden wie folgt definiert:
a) „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;
b) „stark verschmutzte Flächen“ sind Flächen, die aufgrund der Bodenverschmutzung ungeeignet für den Anbau von Lebens- und Futtermitteln sind.
Dazu gehören auch Flächen, die Gegenstand eines Beschlusses der Kommission gemäß Artikel 18 Abs. 4 Unterabsatz 4 sind.
10. Für die Zwecke dieser Verordnung erfolgt die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands auf der Grundlage der von der Kommission auf der Basis von Band 4 der IPPC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 erstellten Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands (Beschluss der Kommission 2010/335/EU über Leitlinien für die Berechnung des Kohlenstoffbestands im Boden für die Zwecke des Anhangs V der Richtlinie 2009/28/EG, ABl. Nr. L 151 vom 17.06.2010 S.19).
11. Die Emissionen bei der Verarbeitung (e p ) schließen die Emissionen bei der Verarbeitung selbst, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Verarbeitung verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkte ein. Bei der Berücksichtigung des Verbrauchs an nicht in der Anlage zur Kraftstoffherstellung erzeugter Elektrizität wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionsintensität bei 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: Die Produzenten können für die von einer einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlage erzeugte Elektrizität einen Durchschnittswert verwenden, falls diese Anlage nicht an das Elektrizitätsnetz angeschlossen ist.
12. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb (e td ) schließen die beim Transport und der Lagerung von Rohstoffen und Halbfertigerzeugnissen sowie bei der Lagerung und dem Vertrieb von Fertigerzeugnissen anfallenden Emissionen ein. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb, die unter Nummer 6 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer.
13. Die Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (e u ) werden für Biokraftstoffe mit null angesetzt.
14. Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid (e ccs ), die nicht bereits in e p berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Sequestrierung von emittiertem CO 2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Kraftstoff verbunden sind.
15. Die Emissionseinsparung durch CO 2 -Abscheidung und -ersetzung (e ccr ) wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO 2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und anstelle des auf fossile Brennstoffe zurückgehenden Kohlendioxids für gewerbliche Erzeugnisse und Dienstleistungen verwendet wird.