BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

Für die Zwecke dieses Anhangs bezeichnet der Ausdruck

(1)

„verbundene THG-Emissionen” den Anstieg der direkten und indirekten Treibhausgasemissionen während des gesamten Lebenszyklus der Tätigkeit, die auf deren Durchführung zurückzuführen sind;

(2)

„Kapitalgüteremissionen” Emissionen, die im Zusammenhang mit dem Bau von Anlagen und Ausrüstungen für eine Tätigkeit entstehen;

(3)

abgeschiedenes CO₂ CO₂, das aus einer CO₂-Punktquelle oder aus der Atmosphäre abgeschieden und konzentriert wurde;

(4)

„Abscheidungsanlage” eine Anlage, in der CO₂ aus der Atmosphäre oder einem biogenes CO₂ enthaltenden Strom abgeschieden und – auch im Hinblick auf Reinheit und Druck – zu einer Form verarbeitet wird, in der es transportiert oder gespeichert werden kann;

(5)

„Zertifizierungszeitraum” den Zeitraum zwischen einer Rezertifizierungsprüfung für eine Tätigkeit und der letzten vorangegangenen Zertifizierungs- oder Rezertifizierungsprüfung für diese Tätigkeit;

(6)

diffuse CO₂-Emissionen unregelmäßige oder unbeabsichtigte CO₂-Emissionen aus nicht lokalisierten Quellen oder aus Quellen, die zu vielfältig oder zu unerheblich sind, um einzeln überwacht zu werden;

(7)

Ablassen von CO₂ das absichtliche Freisetzen von CO₂ aus betrieblichen oder Sicherheitsgründen;

(8)

„Austrittspunkt” einen Punkt, an dem CO₂ zu Transport- oder Speicherzwecken aus der Abscheidungsanlage geleitet wird, unter Ausschluss von Schornsteinen, Rauchabzügen oder sonstigen Austrittsöffnungen der Abscheidungsanlage, über die CO₂ in die Atmosphäre freigesetzt wird;

(9)

fossiles CO₂ CO₂ aus fossilem Kohlenstoff, bei dem es sich um anorganischen und organischen Kohlenstoff handelt, der gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission⁽¹⁾ keinen Emissionsfaktor null hat;

(10)

„dauerhafte geologische Speicherung” die Speicherung von CO₂ in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen geologischen Speicherstätte;

(11)

CO₂-Punktquelle eine natürliche oder anthropogene Gasquelle, bei der die CO₂-Konzentration aufgrund der Entstehung von CO₂ durch Oxidierung oder andere chemische Vorgänge oder aufgrund der Freisetzung von CO₂ aus einer Form der Speicherung oder Einschließung höher ist als in der freien Atmosphäre;

(12)

„Nutzwärme” die zur Deckung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme.

1.

BESCHREIBUNG DER CO₂-ENTNAHMETÄTIGKEIT

1.1.

Zulässigkeit

1.1.1.

CO₂-Entnahmetätigkeiten mit CO₂-Abscheidung und geologischer Speicherung

Nur Abscheidungsanlagen dürfen Betreiber von DACCS- oder BioCCS-Tätigkeiten sein. Bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten kann das abgeschiedene CO₂ ganz oder teilweise zur dauerhaften Speicherung in Speicherstätten geleitet werden, um so dauerhafte CO₂-Entnahmeeinheiten zu erzeugen. Wird ein Teil des abgeschiedenen CO₂ zur Verwendung weitergeleitet oder wird es zur Speicherung weitergeleitet, aber durch ein alternatives Rahmenwerk anerkannt, so werden für diesen Anteil des CO₂ keine dauerhaften CO₂-Entnahmeeinheiten generiert.

1.1.2.

CO₂-Entnahme durch Biokohle

Die CO₂-Entnahme durch Biokohle (im Folgenden „BCR-Tätigkeit” ) besteht in der Erzeugung von Biokohle in einer oder mehreren Biokohle-Produktionsanlagen, die sich im Eigentum desselben Rechtsträgers befinden und dieselbe Biokohleproduktionstechnologie nutzen. An verschiedenen Orten erzeugte Biokohle darf in keinem Fall derselben Produktionscharge zugewiesen werden (siehe Abschnitt 2.2.5.1), selbst wenn die Ausgangsstoffe und die Produktionsbedingungen ähnlich sind. Biokohle aus ein und derselben Tätigkeit kann an mehreren Standorten in Böden eingebracht oder Produkten zugesetzt werden.

1.1.2.1.

Zulässigkeitskriterien für die Erzeugung

Beim Produktionsprozess für Biokohle

(a)

werden Biomasse oder Biomasse-Brennstoffe auf Temperaturen von mindestens 350 °C erhitzt;

(b)

sind die Verfahren darauf ausgelegt, sämtliches mit der Biokohle erzeugtes Methan vollständig abzuscheiden oder zu zerstören;

(c)

wird die anfallende Wärme zur Trocknung von Biomasse oder zur Deckung eines anderen wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs genutzt. Als Ausnahme von dieser Regel können mobile Biokohleanlagen ohne Nutzung der erzeugten Wärme betrieben werden, wenn es in ihrem spezifischen Fall nicht praktikabel wäre, die Wärme zu nutzen. Zertifizierungssysteme können detailliertere Anforderungen an den Mindestwirkungsgrad der Wärmenutzung festlegen.

1.1.2.2.

Zulässige Formen von Biokohleanwendungen

1.1.2.2.1.

Einbringung von Biokohle in Böden

Biokohle kann zur dauerhaften CO₂-Speicherung in Böden eingebracht werden. Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle in Böden eingebracht wird, stellen sicher, dass kein erhebliches Risiko besteht, dass der Netto-Klimanutzen der BCR durch Wärmeabsorption aufgrund einer verringerten Albedo verloren geht.

(a)

Einbringung von Biokohle in landwirtschaftliche Böden und Waldböden

Die Einbringung von Biokohle ist für die Zertifizierung zulässig, wenn die Biokohle entweder direkt ohne vorherige Mischung mit einem anderen Produkt oder nach Vermischung mit einer Matrix aus Boden oder einem oder mehreren zusätzlichen Bodenverbesserungsmitteln gemäß Artikel 5 der Verordnung (EU) 2019/1009 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽²⁾ oder nach Verfütterung an Tiere und Verwertung als Gülle

(i)

in landwirtschaftliche Böden eingebracht wird;

(ii)

in Waldböden eingebracht wird;

(iii)

in Böden in Gewächshäusern eingebracht wird.

Die Gesamteinbringung von Biokohle in landwirtschaftliche Böden und Waldböden ist im Laufe der Zeit auf insgesamt höchstens 50 Tonnen pro Hektar [t/ha] begrenzt, unabhängig davon, ob eine Zertifizierung besteht oder nicht, und einschließlich Einbringungen, die vor der Annahme dieser Methodik erfolgt sind. Die Betreiber führen geografisch spezifische Einbringungsprotokolle, damit die kumulative Einbringung überwacht werden kann.

(b)

Einbringung von Biokohle in andere Böden als landwirtschaftliche Böden und Waldböden

Die Einbringung von Biokohle ist für die Zertifizierung zulässig, wenn die Biokohle entweder direkt ohne vorherige Mischung mit einem anderen Produkt oder nach Vermischung mit einer Matrix aus Boden oder anderen geeigneten Materialien

(i)

zur Landschaftsgestaltung, für die tägliche Abdeckung von Deponien oder das Auffüllen von Löchern und Gruben wie stillgelegten Bergwerken und Erdölbrunnen verwendet wird;

(ii)

in städtische Böden beispielsweise als Pflanzerde für Blumenbeete oder zur Anpflanzung städtischer Bäume und in öffentlichen oder privaten Parks und Gärten eingebracht wird.

Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle für die Landschaftsgestaltung, Deponien oder das Auffüllen von Löchern und Gruben erzeugt wird, vermischen die Biokohle vor der Anwendung mit mindestens einem weiteren Material und stellen dabei sicher, dass die Mischung keine selbstständige Verbrennung unterhalten kann.

1.1.2.2.2.

Produkten zugesetzte Biokohle

Nur BCR-Tätigkeiten, bei denen Biokohle Zement, Beton oder Asphalt zugesetzt wird, sind für die Zertifizierung zulässig.

1.2.

Tätigkeitszeitraum, Überwachungszeitraum und Zertifizierungszeitraum

1.2.1.

DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten

1.2.1.1.

Tätigkeitszeitraum

Die Dauer eines Tätigkeitszeitraums darf bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten maximal 15 Jahre betragen. Am Ende jedes Tätigkeitszeitraums können die Betreiber einen neuen Tätigkeitszeitraum beginnen, indem sie einen neuen Tätigkeitsplan vorlegen.

1.2.1.2.

Überwachungszeitraum

Der Überwachungszeitraum für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten entspricht dem Zeitraum bis zu dem Zeitpunkt, zu dem die Verantwortung für alle bei der Tätigkeit genutzten geologischen Speicherstätten gemäß Artikel 18 der Richtlinie 2009/31/EG den jeweils zuständigen nationalen Behörden übertragen wurde.

1.2.1.3.

Zertifizierungszeitraum

Die Dauer des Zertifizierungszeitraums darf bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten maximal 1 Jahr betragen. Kann der Zeitraum, in dem das in einem bestimmten Zertifizierungszeitraum abgeschiedene CO₂ physisch in die dauerhafte Speicherung gelangt, nicht genau bestimmt werden, so können die Betreiber die Emissionen im Zusammenhang mit Transport und Speicherung auf der Grundlage der während des Zertifizierungszeitraums aufgezeichneten Daten schätzen, ohne bei dieser Berechnung eine zeitliche Verschiebung zwischen dem Zeitpunkt, zu dem das CO₂ abgeschieden wurde, und dem Zeitpunkt, zu dem es injiziert wird, zu berücksichtigen, indem sie die durchschnittlich damit verbundenen Emissionen (einschließlich diffuse Emissionen, Leckagen und Ablassen von CO₂) während des Transports und der Speicherung des CO₂ pro während des Zertifizierungszeitraums behandelter Tonne CO₂ bewerten.

1.2.2.

BCR-Tätigkeit

1.2.2.1.

Tätigkeitszeitraum

Die Dauer eines Tätigkeitszeitraums darf bei BCR-Tätigkeiten maximal 5 Jahre betragen. Am Ende jedes Tätigkeitszeitraums können die Betreiber einen neuen Tätigkeitszeitraum beginnen, indem sie einen neuen Tätigkeitsplan vorlegen.

1.2.2.2.

Überwachungszeitraum

Der Überwachungszeitraum für BCR-Tätigkeiten entspricht

(a)

bei Tätigkeiten, bei denen Biokohle in Böden eingebracht wird: wenn die Einbringung in den Boden direkt von der Zertifizierungsstelle überwacht wird, dem Zeitraum bis zur Einbringung; andernfalls dem Zeitraum von bis zu einem Jahr nach Ablauf des Zertifizierungszeitraums, für den die Einbringung von Biokohle in Böden gemeldet wurde;

(b)

bei Tätigkeiten, bei denen Biokohle Produkten zugesetzt wird: dem Zeitraum bis zu dem Zeitpunkt, zu dem nachgewiesen wird, dass Biokohle zugesetzt wurde.

1.2.2.3.

Zertifizierungszeitraum

Der Zertifizierungszeitraum darf bei BCR-Tätigkeiten maximal ein Jahr betragen. Die CO₂-Entnahmen und damit verbundenen Emissionen werden in dem Zertifizierungszeitraum, in dem das CO₂ dauerhaft per Einbringung von Biokohle in Böden oder Zusetzen von Biokohle zu Produkten gespeichert wird, aufgezeichnet.

1.3.

Planung und Berichterstattung

1.3.1.

Tätigkeitsplan

Vor der Zertifizierungsprüfung legt der Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Tätigkeitsplan vor, der die erforderlichen Informationen enthält, anhand derer die Einhaltung der Anforderungen dieser Methodik gemäß Absatz 3 bewertet werden kann. Möchte ein Betreiber während des Tätigkeitszeitraums Änderungen am Tätigkeitsplan vornehmen, so legt er den Zertifizierungsstellen unverzüglich eine Begründung für diese Änderungen sowie alle etwaigen Anpassungen des ursprünglichen Plans vor, insbesondere, was die Neuberechnung der erwarteten Treibhausgasemissionen und Auswirkungen auf die Nachhaltigkeitsanforderungen betrifft. Der Tätigkeitsplan umfasst

(a)

eine allgemeine Beschreibung der Tätigkeit sowie der Technologien und Infrastruktur, die dabei genutzt werden sollen;

(b)

Einzelheiten zu allen Gliedern der CO₂-Entnahme-Wertschöpfungskette, die an der Durchführung der Tätigkeit beteiligt sind;

(c)

Ermittlung einschlägiger lokaler, regionaler und nationaler Rechtsakte, Gesetze und Rechtsrahmen und Nachweis der Übereinstimmung der Tätigkeit mit diesen;

(d)

eine Liste der für die Tätigkeit relevanten Emissionsquellen und -senken gemäß den Abschnitten 2.1.1 und 2.2.1;

(e)

eine Schätzung der gesamten CO₂-Entnahmen und verbundenen THG-Emissionen der Tätigkeit im Tätigkeitszeitraum gemäß Anhang II Buchstaben k, l und m der Verordnung (EU) 2024/3012;

(f)

eine Beschreibung etwaiger gemäß Abschnitt 2.3.1 durchgeführter Wesentlichkeitsbewertungen;

(g)

eine Beschreibung der gemäß Abschnitt 2.3.6 durchgeführten Unsicherheitsbewertung;

(h)

einen Nachweis der Einhaltung der Mindestanforderungen an die Nachhaltigkeit gemäß Abschnitt 4.1;

(i)

Fördermittel, die für die Tätigkeit gemäß den Abschnitten 2.1.2 und 2.2.2 erhalten oder beantragt wurden;

(j)

alle sonstigen Informationen, die die Zertifizierungsstelle zur Durchführung der Zertifizierungsprüfung gemäß Artikel 9 der Verordnung (EU) 2024/3012 benötigt.

1.3.2.

Überwachungsplan

Vor der Zertifizierungsprüfung legen die Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Überwachungsplan vor. Dieser Überwachungsplan erfüllt folgende Kriterien:

(a)

er umfasst eine Beschreibung der zu überwachenden Tätigkeit;

(b)

er umfasst eine Beschreibung des Verfahrens für die Zuweisung der Überwachungs- und Berichterstattungszuständigkeiten und für die Verwaltung der Kompetenzen des zuständigen Personals;

(c)

er umfasst gegebenenfalls die für Berechnungsfaktoren verwendeten Standardwerte mit Angabe der Quelle des Faktors oder der relevanten Quelle, aus der der Standardfaktor periodisch bezogen wird;

(d)

er umfasst gegebenenfalls eine Liste der Laboratorien, die mit der Durchführung der relevanten Analyseverfahren betraut sind;

(e)

werden Messungen durchgeführt, so umfasst er eine Beschreibung der Messmethode einschließlich aller für die Messung maßgeblichen schriftlichen Verfahren;

(f)

soweit CO₂ weitergeleitet wird, umfasst er gegebenenfalls eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik, einschließlich einer Beschreibung der verwendeten Systeme zur kontinuierlichen Messung und der Verfahren für die Verhinderung, Ermittlung und Quantifizierung von Leckagen aus der CO₂-Transportinfrastruktur;

(g)

er sieht gegebenenfalls die in Anhang VII der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgeführten Mindesthäufigkeiten der Analysen vor;

(h)

er befolgt den Qualitätssicherungsstandard gemäß Artikel 60 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066;

(i)

er beinhaltet eine Verpflichtung zur Aufzeichnung aller relevanten Daten und Informationen gemäß den Aufzeichnungs- und Dokumentationspflichten nach Artikel 67 Absatz 1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066.

Kann der Überwachungsplan nicht vollständig beschrieben werden, wenn ein Betreiber eine Zertifizierung beantragt, so ist der Überwachungsplan so vollständig wie möglich vorzulegen, wobei alle nicht endgültigen Aspekte klar darzulegen sind und anzugeben ist, wie diese Aspekte nach Ansicht des Betreibers behandelt werden. Unter der Voraussetzung, dass die Auslassungen ordnungsgemäß begründet sind und von der Zertifizierungsstelle akzeptiert werden, kann die Tätigkeit auf dieser Grundlage zertifiziert werden. Der Überwachungsplan ist vor der ersten Rezertifizierung fertigzustellen und der Zertifizierungsstelle vorzulegen. Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien zu den für jede Tätigkeitsart aufzunehmenden Elementen, Mindestmesshäufigkeiten für Messungen, die nicht in Anhang VII der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgeführt sind, und/oder bewährten Verfahren für die Qualitätssicherung liefern. Die Überwachungsdaten (einschließlich Annahmen, Bezugswerte, Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren) werden von den Betreibern auf transparente Weise so ermittelt, erfasst, zusammengestellt, analysiert und dokumentiert, dass die in den verschiedenen Tätigkeitsphasen erzielte Leistung überprüft werden kann, und die Betreiber melden diese Informationen auf Anfrage den Zertifizierungsstellen oder Zertifizierungssystemen. Zu jedem überwachten Parameter sind folgende Informationen zu erfassen:

(a)

für die Erfassung und Archivierung zuständige Stelle;

(b)

Datenquelle;

(c)

Ausrüstung, Messmethoden und -verfahren für die Überwachung sowie Einzelheiten zu Genauigkeit und Kalibrierung;

(d)

Häufigkeit der Überwachung;

(e)

Verfahren für Qualitätsbewertung und Qualitätskontrolle.

Alle Messungen sind gemäß den Anforderungen des Artikels 42 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 mit kalibrierten, normgerechten Messgeräten durchzuführen; eine gegebenenfalls erforderliche Datenaggregierung erfolgt gemäß den Anforderungen nach Artikel 44 der genannten Durchführungsverordnung.

1.3.3.

Überwachungsbericht

Vor einer etwaigen Rezertifizierungsprüfung übermittelt der Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Überwachungsbericht mit dem Nettonutzen der CO₂-Entnahme, der Gesamtmenge der Brutto-CO₂-Entnahmen im Rahmen der Tätigkeit, der Menge der mit der Tätigkeit verbundenen Treibhausgase und allen erforderlichen Informationen über die Quantifizierung des Nettonutzens der CO₂-Entnahme sowie allen relevanten Informationen über die Einhaltung der Speicher-, Haftungs- und Nachhaltigkeitsanforderungen bei der Tätigkeit. Der Überwachungsbericht muss insbesondere Folgendes enthalten:

(a)

alle Parameter gemäß den Abschnitten 2.1.5.3, 2.1.6.4, 2.1.7.3, 2.1.8.5, 2.2.5.6, 2.2.6.2 bzw. 2.2.7.3, gemessen und berechnet für die Quantifizierung der CO₂-Entnahmen und der mit der Tätigkeit verbundenen THG-Emissionen. Sämtliche CO₂-Entnahmen und -Emissionen sowie Emissionen anderer Treibhausgase werden für den Zertifizierungszeitraum bewertet, der im Überwachungsbericht zu überprüfen und über den darin Bericht zu erstatten ist. Emissionen anderer Treibhausgase als CO₂ werden mithilfe der in Anhang I der Delegierten Verordnung (EU) 2020/1044 der Kommission⁽³⁾ festgelegten Treibhauspotenziale, bezogen auf einen Zeitraum von 100 Jahren, in Tonnen CO₂-Äq umgerechnet;

(b)

die verbrauchten Biomasse-Ausgangsstoffe oder das Rohstoffgemisch gemäß Abschnitt 4.2 Buchstabe a Ziffer ii und;

(c)

die Menge der Bindungseinheiten von CO₂ durch kohlenstoffspeichernde Landbewirtschaftung, die gemäß Abschnitt 4.3.3 erworben wurden;

(d)

Fördermittel, die für die Tätigkeit gemäß den Abschnitten 2.1.2 und 2.2.2 erhalten oder beantragt wurden;

(e)

bei BCR-Tätigkeiten die Ergebnisse der gemäß den Abschnitten 4.4.1, 4.4.2 und 4.4.3 vorgeschriebenen Laboranalysen.

2.

QUANTIFIZIERUNG DER AUSGANGSWERTE, DER GESAMTEN CO₂-ENTNAHMEN UND DER VERBUNDENEN THG-EMISSIONEN

2.1.

DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten

2.1.1.

THG-Quellen und -Senken

Bei DACCS- oder BioCCS-Tätigkeiten werden die Treibhausgasquellen und -senken gemäß Tabelle 1 berücksichtigt.

Tabelle 1

Bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten zu berücksichtigende Senken und Quellen

Phase	Emissionsquellen und -senken	Berücksichtigte Gase
CO2-Abscheidung	Abscheidungsanlage: Betrieb von Ausrüstung zur Abscheidung von CO2 aus der Umgebungsluft oder biogenen Emissionen, einschließlich Ausrüstung zur Erzeugung von Luftströmen, und Ausrüstung im Zusammenhang mit Regenerationsprozessen zur Rückgewinnung der bei der CO2-Abscheidung verwendeten Flüssigkeiten oder anderen Medien.	Treibhausgase
	Abscheidungsanlage: alle Ausrüstungen zur CO2-Aufbereitung, die zur weiteren Verarbeitung des CO2-Stroms vor der Weiterleitung an die Transport- oder Speicherinfrastruktur verwendet werden.	Treibhausgase
	Abscheidungsanlage: alle zugehörigen Ausrüstungen zur Energieerzeugung, die Strom für den vom Betreiber der Abscheidungsanlage kontrollierten Abscheidungsprozess liefern.	Treibhausgase
	Abscheidungsanlage: alle Ausrüstungen zur Behandlung von Abfällen oder Nebenprodukten aus der CO2-Abscheidung.	Treibhausgase
	Abscheidungsanlage: Brennstoffverbrennung, Stromverbrauch, Wärmeverbrauch.	Treibhausgase
	Versorgung mit Biomasse: Emissionen im Zusammenhang mit zusätzlichem Verbrauch von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen für den Betrieb der Abscheidungsanlage (z. B. Emissionen durch die Ernte oder den Transport von Biomasse).	Treibhausgase
	Input-Emissionen: Erzeugung und Versorgung mit Inputs für die Abscheidungsanlage.	Treibhausgase
	Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Abscheidungsanlage verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase).	Treibhausgase
	Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Abscheidungsanlage.	Treibhausgase
CO2-Transport	Transport: Brennstoff- und Stromverbrauch im Straßen- und Schienenverkehr, Seeverkehr und durch andere Fahrzeuge.	Treibhausgase
	Infrastruktur: Brennstoff-, Strom- und Wärmeverbrauch in Infrastruktur und Gebäuden, die funktional mit dem Pipeline-Transportnetz verbunden sind (z. B. Verdichteranlagen, Erhitzer, CO2-Hubs, Zwischenspeicher).	Treibhausgase
	Verluste: diffuse CO2-Emissionen, abgelassene Emissionen und Leckage-Emissionen aus dem Transportnetz.	Nur CO2
Injektion in der geologischen Speicherstätte	Speicherstätte: Entnahme durch CO2-Injektion.	Nur CO2
	Speicherstätte: Brennstoff-, Strom- und Wärmeverbrauch.	Treibhausgase
	Verluste: diffuse CO2-Emissionen und abgelassene Emissionen aus der Injektion und aus der Speicherstätte vor der dauerhaften geologischen Speicherung.	Nur CO2
	Input-Emissionen: Erzeugung von und Versorgung mit Inputs für die Speicherstätte.	Treibhausgase
	Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Speicherstätte verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase).	Treibhausgase
	Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Speicherstätte.	Treibhausgase

2.1.2.

Ausgangswert

Für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten gilt ein standardisierter Ausgangswert von 0 Tonnen CO₂ pro Jahr [t CO₂/Jahr]. Wird die Tätigkeit über eine Kombination aus öffentlichen und privaten Mitteln finanziert, so geben die Betreiber bei der Vorlage des Tätigkeitsplans beim Zertifizierungssystem an, welche Art von öffentlicher Finanzierung in Bezug auf die Tätigkeit erhalten bzw. beantragt wurde. Diese Angaben sind in das Konformitätszertifikat aufzunehmen.

2.1.3.

Quantifizierung der gesamten Entnahmen der Tätigkeit

Die Betreiber können für die Berechnung der gesamten CO₂-Entnahmen (CR_total) zwei verschiedene Ansätze anwenden – entweder den Ansatz gemäß Abschnitt 2.1.3.3 oder den in Abschnitt 2.1.3.4 beschriebenen Ansatz, je nachdem, ob das bei der Tätigkeit abgeschiedene CO₂ in der Transportinfrastruktur und der Speicherstätte vollständig von CO₂ aus anderen Quellen abgetrennt wäre oder nicht.

2.1.3.1.

Ermittlung abgeschiedener CO₂-Ströme

Abscheidungsanlagen können CO₂ abscheiden, bei dem es sich

(a)

ausschließlich um atmosphärisches oder biogenes CO₂ handelt;

(b)

um eine Kombination aus biogenem CO₂ und fossilem CO₂ aus einem gemischten CO₂-Strom handelt;

(c)

um CO₂ aus einem mit dem Abscheidungsprozess verbundenen Prozess handelt.

Die bei der Tätigkeit abgeschiedenen CO₂-Anteile werden folgendermaßen benannt: Die Gesamtmenge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleiteten CO₂ heißt CO2captured,total und wird anhand der Gleichung [1] berechnet.

CO2captured,total i CO2OUT,activity,i

[1]

Dabei gilt:

CO2OUT,activity,i

=

minus die CO2-Menge aus der Abscheidungstätigkeit, die die Abscheidungsanlage an jedem Austrittspunkt i verlässt und gemessen wird.

Etwaige CO₂-Leckagen, die zwischen dem Abscheidepunkt und dem Punkt des Austritts aus der Anlage auftreten, sind implizit aus der Variablen CO2captured,total ausgeschlossen. Die Menge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleiteten atmosphärischen oder biogenen CO₂ heißt CO2captured,atmobio und wird anhand der Gleichung [2] berechnet.

CO2captured,atmobio CO2captured,total – CO2captured, fossil

[2]

Dabei gilt:

CO2captured, total	=	CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1];
CO2captured, fossil	=	CO2 captured, fossil gemäß der Gleichung [3].

Bei einigen Tätigkeiten wird neben CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs auch fossiles CO₂ abgeschieden. Wird fossiles CO₂ infolge des Abscheidungsprozesses emittiert, so kann dieses entweder getrennt von der Abscheidung von CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs ( „getrennte Abscheidung” ) oder gleichzeitig mit der Abscheidung von CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs ( „gemeinsame Abscheidung” ) abgeschieden werden. Wird es anschließend dauerhaft gespeichert, so kann es aus der Berechnung von GHG_associated ausgenommen werden. Ausschließlich für BioCCS-Tätigkeiten darf CO₂ auch aus einem gemischten Strom aus einer Kombination von biogenem und fossilem CO₂ abgeschieden werden. Beim Abscheidungsprozess abgeschiedenes fossiles CO₂ ist mit der Tätigkeit verbunden und die Emissionen aus Transport und Speicherung dieses CO₂ sind in GHG_associated zu berücksichtigen. Aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschiedenes fossiles CO₂ ist nicht mit der Tätigkeit verbunden und die Emissionen aus Transport und Speicherung dieses CO₂ sind in GHG_associated nicht zu berücksichtigen. Die Menge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen fossilen CO₂ wird anhand der Gleichung [3] berechnet.

CO2captured,fossil CO2captured,fossil,assoc + CO2captured,fossil, mixed

[3]

Dabei gilt:

CO2captured,fossil,assoc	=	minus die Menge an fossilem CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann abgeschieden wird, berechnet anhand der Gleichung [4];
CO2captured,fossil, mixed	=	minus die Menge an fossilem CO2, das aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschieden wird, berechnet anhand der Gleichung [5].

Die Menge des infolge des Abscheidungsprozesses emittierten und dann abgeschiedenen CO₂, CO2captured,fossil,assoc, wird gemäß der Gleichung [4] als Summe der getrennt und zusammen abgeschiedenen Bestandteile bestimmt.

CO2captured,fossil,assoc CO2fossil,assoc,co – captured +sourcesCO2fossil,assoc,soruce

[4]

Dabei gilt:

CO2fossil,assoc, co – captured	=	minus die Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann gemeinsam mit dem atmosphärischen oder biogenen CO2 abgeschieden wird. Die Zertifizierungsstelle muss bestätigen, dass diese Menge nicht größer ist als die bei der Berechnung von GHGassociated gemeldeten fossilen CO2-Emissionen in der Abscheidungsanlage;
CO2 fossil, assoc, source	=	minus die gemessene Menge CO2 aus einer Quelle, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und getrennt von der Abscheidung von CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs abgeschieden wird;
sources	=	Index der Punktquellen, aus denen fossiles CO2 aus mit der Tätigkeit verbundenen Prozessen getrennt abgeschieden wird.

Die Menge an fossilem CO₂, das aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschieden wird, wird anhand der Gleichung [5] berechnet.

CO2captured,fossil,mixed 1 – FB × CO2captured,total – CO2captured,fossil,assoc

[5]

Dabei gilt:

FB	=	der Anteil von aus einem gemischten Strom abgeschiedenen CO2 biogenen Ursprungs. Dieser Wert wird gemäß Artikel 39 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 berechnet. Siehe Abschnitt 2.1.6.2;
CO2captured,total	=	CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1];
CO2captured,fossil,assoc	=	CO2 captured, fossil, assoc gemäß der Gleichung [4].

Die Menge an abgeschiedenem CO₂, dessen Transport- oder Speicheremissionen auf GHG_associated angerechnet werden, heißt CO2activity und wird gemäß der Gleichung [6] berechnet als Summe des bei der Tätigkeit abgeschiedenen und zur dauerhaften Speicherung weitergeleiteten atmosphärischen oder biogenen CO₂, das auf die gesamten CO₂-Entnahmen angerechnet wird, und des zugehörigen Anteils an der Menge von fossilem CO₂, der in der Abscheidungsanlage bei Prozessen abgeschieden wird, die speziell mit der Tätigkeit verbunden sind.

CO2activity FCRCF × CO2captured,atmobio + CO2captured,fossil,assoc

[6]

Dabei gilt:

FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2;
CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2captured,fossil,assoc	=	CO2 captured, fossil, assoc gemäß der Gleichung [4].

2.1.3.2.

Auf die gesamten CO₂-Entnahmen anzurechnender Anteil von abgeschiedenem CO₂

Betreiber können einen Teil des abgeschiedenen CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs für andere Zwecke als die Speicherung in einer förderfähigen Speicherstätte vorsehen oder einen Teil des im Rahmen eines anderen Systems als der Verordnung (EU) 2024/3012 dauerhaft gespeicherten CO₂ anrechnen. Der Betreiber bestimmt, welcher Anteil des abgeschiedenen CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs auf die gesamten CO₂-Entnahmen als F_CRCF angerechnet werden soll; wobei F_CRCF im Falle, dass sämtliches abgeschiedenes CO₂ atmosphärischen oder biogenen Ursprungs zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird und dauerhafte CO₂-Entnahmeeinheiten generiert, den Wert 1 annimmt.

2.1.3.3.

Abgetrennter CO₂-Strom

Wird das gesamte CO2captured,total zur Speicherung weitergeleitet und während des Übergangs in die Transportinfrastruktur und der Speicherung und Injektion in den Speicherstätten stets von CO₂ aus anderen Quellen abgetrennt, so wird CR_total als die Menge von CO₂, die in die Speicherung gelangt, bestimmt und gegebenenfalls anhand der Gleichung [7] berichtigt, um etwaiges CO₂ im abgetrennten Strom, das nicht atmosphärischen oder biogenen Ursprungs ist, auszuschließen.

CRtotal FC × FCRCF × CO2captured,atmobioCO2captured,total×SCO2injected,S

[7]

Dabei gilt:

CO2injected,S	=	minus die Menge an CO2 (beliebigen Ursprungs) aus dem abgetrennten Strom, die in jeder Speicherstätte S injiziert wird und bei der Injektion gemessen wird;
CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2captured, total	=	CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1];
S	=	Index verwendeter Speicherstätten, in denen CO2 aus der Tätigkeit bis einschließlich zum Injektionspunkt vollständig von jeglichem CO2 anderen Ursprungs abgetrennt wird;
FC	=	Faktor für die konservative Berechnung, berechnet auf der Grundlage der gemäß Abschnitt 2.3.6 berechneten Unsicherheit bei der Messung der Tätigkeit;
FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2.

2.1.3.4.

Nicht abgetrennter CO₂-Strom

Alternativ zu Abschnitt 2.1.3.3 kann bzw. – wenn das bei der Tätigkeit abgeschiedene CO₂ in der Transportinfrastruktur oder der Speicherstätte nicht vollständig von anderem CO₂ abgetrennt wird – muss der Betreiber CR_total anhand der Gleichung [8] berechnen.

CRtotal FC × FCRCF × CO2captured,atmobio + CO2transport,losses + CO2storage,losses

[8]

Dabei gilt:

CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2transport, losses	=	Menge an atmosphärischem oder biogenem CO2, das während des Transports von der Abscheidungsanlage in die Speicherstätten verloren gegangen ist, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.7.1;
CO2storage, losses	=	Menge an atmosphärischem oder biogenem CO2, das vor der dauerhaften geologischen Speicherung in den Speicherstätten verloren gegangen ist, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.8.3;
FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2;
FC	=	Faktor für die konservative Berechnung, berechnet auf der Grundlage der gemäß Abschnitt 2.3.6 berechneten Unsicherheit bei der Messung der Tätigkeit.

2.1.4.

Quantifizierung der mit der Tätigkeit verbundenen Treibhausgasemissionen

Die verbundenen Treibhausgasemissionen werden anhand der Gleichung [9] berechnet.

GHGassociated FCRCF × GHGcapture + GHGtransport + GHGstorage

[9]

Dabei gilt:

GHGcapture	=	mit der Speicheranlage verbundene THG-Emissionen, bei der Abscheidung von atmosphärischem CO2 berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.5.2 und im Falle der Abscheidung von biogenem CO2 berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.6.3;
GHGtransport	=	mit dem Transport von CO2 von der Abscheidungsanlage in die Speicherstätten verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.7.2;
GHGstorage	=	mit den Speicherstätten verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.1.8.4;
FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2.

2.1.5.

Abscheidung von CO₂ direkt aus der Luft

2.1.5.1.

Quantifizierung des gesamten abgeschiedenen CO₂

Die Gesamtmenge CO2captured,total des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen CO₂ wird anhand der Gleichung [1] berechnet und die Menge CO2captured,atmobio, an abgeschiedenem CO₂ atmosphärischen Ursprungs wird anhand der Gleichung [2] berechnet.

2.1.5.2.

Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen

Die mit der Abscheidung verbundenen THG-Emissionen entsprechen der Summe der mit der Abscheidungsanlage selbst und den relevanten Prozessen zur Erzeugung von Inputs für die Abscheidungsanlage verbundenen Emissionen und werden anhand der Gleichung [10] berechnet.

GHGcapture GHGfacility + GHGinputs

[10]

Dabei gilt:

GHGfacility	=	gesamte THG-Emissionen aus allen relevanten Tätigkeiten innerhalb der Abscheidungsanlage, in Tonnen CO2-Äq [t CO2-Äq], einschließlich der mit der Aufbereitung von CO2 vor der Weiterleitung an die Transportinfrastruktur oder eine Speicherstätte verbundenen Emissionen;
GHGinputs	=	mit Inputs für die Abscheidungsanlage verbundene Gesamtemissionen in t CO2-Äq.

2.1.5.2.1.

Emissionen aus der Abscheidungsanlage

Die mit der Abscheidungsanlage verbundenen Emissionen GHG_facility werden anhand der Gleichung [11] berechnet.

GHGfacility GHGon – site + GHGelec + GHGheat + GHGcapital + GHGdisposal

[11]

Dabei gilt: GHGon – site bezeichnet Emissionen aufgrund der Verbrennung von Brennstoffen und sonstige THG-Emissionen im Rahmen der Abscheidungstätigkeit in der Abscheidungsanlage, berechnet anhand der Gleichung [12].

GHGon – site fuels Qfuel × EFfuel + GHGother + CO2stored,fossil

[12]

Dabei gilt:

Qfuel	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq je Einheit [t CO2-Äq/Einheit] und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4;
GHGother	=	alle sonstigen THG-Emissionen, die Teil des Abscheidungsprozesses in der Abscheidungsanlage sind;
CO2stored,fossil	=	minus die Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus mit der Abscheidung verbundenen Prozessen in der Abscheidungsanlage, in Tonnen CO2. Sie wird berechnet als CO2captured,fossil,assoc (gemäß der Gleichung [4]) plus etwaige CO2-Verluste vor der Speicherung (die Berechnung der Verluste aus abgeschiedenem fossilem CO2 muss mit den Regeln für die Berechnung von Verlusten atmosphärischen oder biogenen CO2 gemäß den Abschnitten 2.1.7 und 2.1.8 kohärent sein).

GHG_elec bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Abscheidungsanlage, berechnet anhand der Gleichung [13].

GHGelec electricity source Qelec × EFelec

[13]

Dabei gilt:

Qelec	=	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFelec	=	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1.

GHG_heat bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Abscheidungsanlage, berechnet anhand der Gleichung [14].

GHGheat heat source Qheat × EFheat

[14]

Dabei gilt:

Qheat	=	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFheat	=	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2.

GHG_capital bezeichnet Kapitalgüteremissionen aus dem Bau und der Installation der CO₂-Abscheidungsanlage und wird im Einklang mit den Grundsätzen gemäß Abschnitt 2.3.5 berechnet. GHG_disposal bezeichnet Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die bei der Abscheidungsanlage für die Abscheidung direkt aus der Luft entstehen. Darunter fallen Emissionen, die mit der Versorgung mit Energie und Inputs verbunden sind, die bei der Abfallentsorgung verbraucht werden, sowie alle anderen mit dem Entsorgungsprozess verbundenen Treibhausgasemissionen. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien festlegen, um es den Betreibern zu ermöglichen, die Emissionen aus der Abfallentsorgung zu schätzen, wenn eine direkte Messung zu aufwendig wäre, und die Betreiber können Standardwerte für Entsorgungsemissionen anwenden, wenn diese vom Zertifizierungssystem für bestimmte Tätigkeitsarten vorgesehen sind.

2.1.5.2.2.

Emissionen aus Inputs

Werden von der Abscheidungsanlage Inputs, einschließlich Chemikalien, verbraucht, so werden die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbundenen Emissionen anhand der Gleichung [15] berechnet.

GHGinputs inputs Qinput × EFinput

[15]

Dabei gilt:

Qinput	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFinput	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß den Regeln nach Abschnitt 2.3.4.4.

Die Betreiber können eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von 2% × CRtotal ersetzen, d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der erwarteten verbundenen Emissionen die Gleichung [16].

inputs Qinput × EFinput 2% × CRtotal

[16]

2.1.5.3.

Überwachung und Berichterstattung

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 2 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 2

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[1],[2],[7]	CO2captured,total	tCO2	Gesamtmenge an CO2, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [1]
[1]	CO2OUT,activity,i	tCO2	CO2-Menge aus der Abscheidungstätigkeit, die die Abscheidungsanlage an jedem Austrittspunkt i verlässt	Zu überwachen
[2],[6],[7], [8],[27], [28],[35]	CO2captured,atmobio	tCO2	Menge an CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [2]
[2],[3]	CO2captured,fossil	tCO2	Menge an fossilem CO2 aus mit der Tätigkeit verbundenen Prozessen, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [3]
[3],[4],[6]	CO2captured,fossil,assoc	tCO2	Menge an fossilem CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann abgeschieden wird	Berechnet anhand der Gleichung [4]
[4]	CO2fossil,assoc, co – captured	tCO2	Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann gemeinsam mit dem atmosphärischen oder biogenen CO2 abgeschieden wird	Zu überwachen oder zu berechnen
[4]	CO2 fossil, assoc,, source	tCO2	Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann getrennt abgeschieden wird	Zu überwachen
[6],[27], [28],[35]	CO2activity	tCO2	CO2-Menge, deren Transport- und/oder Speicheremissionen auf GHGassociated angerechnet werden	Berechnet anhand der Gleichung [6]
[6],[7],[8], [9],[27], [28]	FCRCF	Quotient	Anteil des abgeschiedenen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs, das auf die gesamten CO2-Entnahmen angerechnet wird
[9],[10]	GHGcapture	tCO2-Äq	Gesamte mit der Abscheidung von CO2 aus der Umgebungsluft verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [10]
[10],[11]	GHGfacility	tCO2-Äq	Gesamte THG-Emissionen aus allen relevanten Tätigkeiten innerhalb der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [11]
[10],[15]	GHGinput	tCO2-Äq	Gesamte mit Inputs für die Abscheidungsanlage verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [15]
[11],[12]	GHGon – site	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [12]
[11],[13]	GHGelec	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [13]
[11],[14]	GHGheat	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [14]
[11],[73]	GHGcapital	tCO2-Äq	Kapitalgüteremissionen	Berechnet anhand der Gleichung [73]
[11]	GHGdisposal	tCO2-Äq	Emissionen aus der Abfallentsorgung	Zu überwachen
[12]	Qfuel	Geeignete Einheit	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[12]	EFfuel	tCO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für Brennstoffverbrauch
[12]	GHGother	tCO2-Äq	Alle sonstigen während des Abscheidungsprozesses freigesetzten THG-Emissionen	Zu überwachen oder zu berechnen
[12]	CO2stored,fossil	tCO2	Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Abscheidungsanlage	Zu überwachen
[13]	Qelec	Geeignete Einheit	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms	Zu überwachen
[13]	EFelec	tCO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für Stromverbrauch
[14]	Qheat	Geeignete Einheit	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme
[14]	EFheat	tCO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für Wärmeverbrauch
[15]	Qinput	Geeignete Einheit	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs	Zu überwachen
[15]	EFinput	tCO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input
[73],[74]	GHGmaterials	tCO2-Äq	Emissionen aus den für den Bau der Anlage verwendeten Materialien	Berechnet anhand der Gleichung [74]
[74]	Qmaterials	t	Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien
	EFmaterials	tCO2-Äq/t Material	Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien

2.1.6.

Abscheidung von CO₂ aus biogenen Emissionen

Die Gesamtmenge CO2captured,total des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen CO₂ wird anhand der Gleichung [1] berechnet und die Menge CO2captured,atmobio an abgeschiedenem CO₂ biogenen Ursprungs wird anhand der Gleichung [2] berechnet. Tätigkeiten, bei denen biogenes CO₂ aus einem gemischten Strom, der auch CO₂ fossilen oder sonstigen Ursprungs enthält, abgeschieden wird, können eine Zertifizierung für den biogenen Anteil erhalten. Zu diesen Tätigkeiten gehören unter anderem Tätigkeiten zur Abscheidung von CO₂ aus sowohl mit Biomasse als auch mit fossilen Brennstoffen befeuerten Bioenergieanlagen oder aus Anlagen zur Energieerzeugung aus Abfällen, in denen teilweise biogene Abfälle verarbeitet werden, sowie aus energieintensiven Industriezweigen wie unter anderem Zement-, Kalk-, Metall- und Siliciumherstellern, die teilweise biogene Brennstoffe oder Ausgangsstoffe verwenden. Nur der biogene Anteil des abgeschiedenen CO₂ kann auf CR_total angerechnet werden. Die mit der CO₂-Abscheidungsanlage verbundenen Emissionen werden proportional zwischen dem biogenen Anteil, der in CO2captured,atmobio einbezogen wird, und dem nichtbiogenen Anteil, der nicht in der Quantifizierung berücksichtigt wird, aufgeteilt. Nach der Weiterleitung des CO₂ vom Abscheidepunkt zur Transportinfrastruktur oder Speicherstätte wird entweder ein System mit abgetrennten Strömen oder Massenbilanzierung angewandt, um eine Menge an biogenem CO₂, das in die dauerhafte Speicherung gelangt, zu ermitteln, die mit der Menge des abgeschiedenen biogenem CO₂ (minus etwaige Verluste) übereinstimmt. Bei der Berechnung von GHG_capture werden nur die Emissionen berücksichtigt, die speziell mit dem Abscheidungsprozess und der Weiterleitung des CO₂ zu Speicher- oder Transportzwecken verbunden sind. Bei der Berechnung werden mit etwaigen für die Abscheidung verwendeten fest installierten und selbstfahrenden Arbeitsmaschinen verbundene Emissionen berücksichtigt. Mit dem normalen Betrieb der Anlage zur Erzeugung von biogenem CO₂ verbundene Emissionen, die nicht aus der Abscheidung resultieren, werden nicht in die Quantifizierung einbezogen. Dient eine Emissionsquelle (z. B. selbstfahrende Arbeitsmaschinen am Standort) sowohl der Abscheidung als auch einem oder mehreren anderen Prozessen in der Anlage, so wird ein proportionaler Anteil der Emissionen aus dieser Quelle der Abscheidung zugeordnet. GHG_capture wird anhand der Gleichung [17] berechnet.

GHGcapture 1 –CO2captured,fossil,mixedCO2captured,total × GHGfacility + GHGinputs

[17]

Dabei gilt:

CO2captured,fossil, mixed	=	CO2 captured, fossil, mixed gemäß der Gleichung [5];
CO2captured, total	=	CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1];
GHGfacility	=	gesamte THG-Emissionen aus allen relevanten Tätigkeiten, die für die CO2-Abscheidung in der Abscheidungsanlage erforderlich sind, in t CO2-Äq, einschließlich der mit der Aufbereitung von CO2 vor der Weiterleitung an die Transportinfrastruktur oder eine Speicherstätte verbundenen Emissionen;
GHGinputs	=	mit Inputs für die Abscheidungsanlage verbundene Gesamtemissionen in t CO2-Äq.

Die mit der Abscheidungsanlage verbundenen Emissionen GHG_facility werden anhand der Gleichung [18] berechnet.

GHGfacility GHGbio + GHGbio – storage + GHGon – site + GHGelec + GHGheat + GHGcapital + GHGdisposal

[18]

Dabei gilt: GHG_bio bezeichnet Emissionen aufgrund der Versorgung mit zusätzlicher Biomasse, die zur Erzeugung der für die Abscheidung verbrauchten Energie verwendet wird, berechnet anhand der Gleichung [19].

GHGbio biomass types Qbiomass × EFbiomass

[19]

Dabei gilt:

Qbiomass	=	Menge an zusätzlicher Biomasse, die im Zertifizierungszeitraum zur Versorgung mit Wärme oder Strom am Standort verbraucht wird, die bzw. der speziell für die Abscheidung und die Weiterleitung des CO2 zu Speicher- oder Transportzwecken verwendet wird, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.3.3 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFbiomass	=	Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.3.

GHGbio – storage bezeichnet CH₄-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Anlage, in der CO₂ abgeschieden wird. Diese Emissionen werden für jede Menge von Ausgangsstoffen einer bestimmten Art berechnet, die zur selben Zeit geerntet oder gesammelt und auf dieselbe Weise gelagert werden. GHGbio – storage nimmt für eine Menge von Ausgangsstoffen den Wert 0 an, wenn für die gesamte verwendete Biomasse eines oder mehrere der folgenden Verfahren angewandt werden:

(a)

die gespeicherte Biomasse besteht aus Totholz, das auf natürliche Weise gut belüftet ist;

(b)

wenn die Biomasse in einer Form gelagert wird, bei der sie nicht unbedingt auf natürliche Weise belüftet ist:

i)

die Biomasse wird für einen Zeitraum von höchstens vier Wochen vor der Verarbeitung gelagert oder

ii)

die Biomasse wird bei höchstens 30 % Restfeuchtigkeit gelagert;

(c)

die Biomasse wird für die Lagerung pelletiert;

(d)

die Betreiber weisen auf andere Weise nach, dass die Biomasse auf eine Art und Weise gelagert wird, bei der erhebliche CH₄-Emissionen aus der anaeroben Zersetzung durch die Art des Ausgangsstoffs und die örtlichen Bedingungen verhindert werden.

Andernfalls wird GHGbio – storage anhand der Gleichung [20] berechnet.

GHGbio – storage Qbiomass Qbiomass,total ×feedstock1,335×0,0013× Qfeedstock × Cfeedstock × Tstorage – 1 × GWPCH4

[20]

Dabei gilt:

Qbiomass		Menge an zusätzlicher Biomasse, die im Zertifizierungszeitraum zur Versorgung mit Wärme oder Strom am Standort verbraucht wird, die bzw. der speziell für die Abscheidung und die Weiterleitung des CO2 zu Speicher- oder Transportzwecken verwendet wird, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.3.3 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
Qbiomass,total	=	Gesamtmenge an Biomasse, die im Zertifizierungszeitraum von der Abscheidungsanlage sowohl für den Hauptprozess zur Erzeugung des abgeschiedenen CO2-Stroms als auch für die Abscheidung verbraucht wird, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
Qfeedstock	=	Menge des Ausgangsstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
Cfeedstock	=	Kohlenstoffgehalt des Ausgangsstoffs, ausgedrückt als Massenanteil;
Tstorage	=	Zeit in Monaten, während der die Ausgangsstoffe gelagert werden (aufgerundet);
feedstock	=	Index der verbrauchten Ausgangsstoffe;
GWPCH4	=	Treibhauspotenzial von Methan in einem Zeitraum von 100 Jahren;
1,335	=	Massenverhältnis eines Methanmoleküls zu einem Kohlenstoffatom;
0,0013	=	angenommener monatlicher anteiliger Verlust von Biomasse-Kohlenstoff bei der Speicherung.

GHGon – site bezeichnet Emissionen aufgrund der Verbrennung von Brennstoffen und sonstige THG-Emissionen in der Abscheidungsanlage, die speziell mit der Abscheidung verbunden sind, einschließlich etwaiger CH₄- und N₂O-Emissionen aus zusätzlicher Biomasseverbrennung gemäß Abschnitt 2.3.3, wobei der CO₂-Emissionsfaktor für die Biomasseverbrennung jedoch den Wert 0 annimmt. Benötigt eine Anlage fossile Brennstoffe zur Einleitung des Verbrennungszyklus, so werden die Emissionen aus diesen Brennstoffen nicht berücksichtigt, da sie nicht als speziell mit der Abscheidung verbunden betrachtet werden. Wird Brennstoff für die Handhabung oder Vorbehandlung von Biomasse verbraucht, so wird ein als QbiomassQbiomass,total (siehe Gleichung [20]) berechneter Anteil dieses Brennstoffs als speziell mit der Abscheidung verbunden behandelt. GHGon – site wird anhand der Gleichung [21] berechnet.

GHGon – site fuels Qfuel × EFfuel + GHGother + CO2stored,fossil

[21]

Dabei gilt:

Qfuel	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4;
GHGother	=	alle sonstigen THG-Emissionen, die Teil des Abscheidungsprozesses in der Abscheidungsanlage sind;
CO2stored,fossil	=	minus die Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus mit der Abscheidung verbundenen Prozessen in der Abscheidungsanlage, in Tonnen CO2. Sie wird berechnet als CO2captured,fossil,assoc (gemäß der Gleichung [4]) plus etwaige CO2-Verluste vor der Speicherung (die Berechnung der Verluste aus abgeschiedenem fossilem CO2 muss mit den Regeln für die Berechnung von Verlusten atmosphärischen oder biogenen CO2 gemäß den Abschnitten 2.1.7 und 2.1.8 kohärent sein).

GHG_elec bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Abscheidungsanlage spezifisch für die Abscheidung, mit Ausnahme des eigenen Stromverbrauchs, berechnet anhand der Gleichung [22].

GHGelec electricity sources Qelec × EFelec

[22]

Dabei gilt:

Qelec	=	Nettomenge an Strom aus jeder Quelle, der im Zertifizierungszeitraum speziell für die Abscheidung und die Weiterleitung des CO2 zu Speicher- oder Transportzwecken verbraucht wird, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFelec	=	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1.

GHG_heat bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Abscheidungsanlage spezifisch für die Abscheidung, mit Ausnahme des Eigenwärmeverbrauchs, berechnet anhand der Gleichung [23].

GHGheat heat source Qheat × EFheat

[23]

Dabei gilt:

Qheat	=	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum speziell für die Abscheidung verbrauchten Nutzwärme, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFheat	=	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2.

GHG_capital bezeichnet Kapitalgüteremissionen aus dem Bau und der Installation der CO₂-Abscheidungsanlage und wird im Einklang mit den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.5 berechnet. GHG_disposal bezeichnet Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die speziell aufgrund der Abscheidungstätigkeit entstehen, einschließlich Abfällen aus jeglicher für den Energieverbrauch der Abscheidung verwendeter Biomasse sowie jeglichen ebensolchen Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen. Darunter fallen Emissionen, die mit der Versorgung mit Energie und Inputs verbunden sind, die bei der Abfallentsorgung verbraucht werden, sowie alle anderen mit dem Entsorgungsprozess verbundenen Treibhausgasemissionen, einschließlich N₂O- und/oder CH₄-Emissionen aufgrund der aeroben oder anaeroben Zersetzung des Anteils an biogenen Abfällen, die mit dem Verbrauch zusätzlicher Biomasse verbunden sind. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien festlegen, um es den Betreibern zu ermöglichen, die Emissionen aus der Abfallentsorgung zu schätzen, wenn eine direkte Messung zu aufwendig wäre, und die Betreiber können Standardwerte für Entsorgungsemissionen anwenden, wenn diese vom Zertifizierungssystem für bestimmte Tätigkeitsarten vorgesehen sind. Werden von der Abscheidungsanlage Inputs, einschließlich Chemikalien, verbraucht, so werden die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbundenen Emissionen anhand der Gleichung [24] berechnet.

GHGinputs inputs Qinput × EFinput

[24]

Dabei gilt:

Qinput	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum speziell für die Abscheidung verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFinput	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4.

Die Betreiber können eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von 2% × CRtotal ersetzen, d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der erwarteten verbundenen Emissionen die Gleichung [25].

inputs Qinput × EFinput 2% × CRtotal

[25]

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 3 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 3

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[1],[2],[7], [17]	CO2captured,total	tCO2	Gesamtmenge an CO2, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [1]
[1]	CO2OUT,activity,i	tCO2	CO2-Menge aus der Abscheidungstätigkeit, die die Abscheidungsanlage an jedem Austrittspunkt i verlässt	Zu überwachen
[2],[6],[7], [8]	CO2captured,atmobio	tCO2	Menge an CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [2]
[2],[3]	CO2captured,fossil	tCO2	Menge an fossilem CO2 aus mit der Tätigkeit verbundenen Prozessen, das in der Abscheidungsanlage abgeschieden und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [3]
[3],[4],[5], [6]	CO2captured,fossil,assoc	tCO2	Menge an fossilem CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann abgeschieden wird	Berechnet anhand der Gleichung [4]
[3],[5],[17]	CO2captured,fossil,mixed	tCO2	Menge an fossilem CO2, das aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschieden wird	Berechnet anhand der Gleichung [5]
[4]	CO2fossil,assoc,co – captured	tCO2	Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann gemeinsam mit dem atmosphärischen oder biogenen CO2 abgeschieden wird	Zu überwachen oder zu berechnen
[4]	CO2fossil,assoc,source	tCO2	Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann getrennt abgeschieden wird	Zu überwachen
[5]	FB	%	Für BioCCS-Tätigkeiten, bei denen CO2 aus einem gemischten Strom abgeschieden wird, der Anteil des abgeschiedenen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs	Zu überwachen
[6],[27], [28],[35]	CO2activity	tCO2	CO2-Menge, deren Transport- und/oder Speicheremissionen auf GHGassociated angerechnet werden	Berechnet anhand der Gleichung [6]
[6],[7],[8], [9]	FCRCF	Quotient	Anteil des abgeschiedenen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs, das auf die gesamten CO2-Entnahmen angerechnet wird
[17]	GHGcapture	tCO2-Äq	Gesamte mit der Abscheidung von CO2 verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [17]
[17],[18]	GHGfacility	tCO2-Äq	Gesamte THG-Emissionen aus allen für die CO2-Abscheidung in der Abscheidungsanlage erforderlichen, relevanten Tätigkeiten	Berechnet anhand der Gleichung [18]
[17],[24]	GHGinputs	tCO2-Äq	Gesamte mit Inputs für die Abscheidungsanlage verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [24]
[18],[19]	GHGbio	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund der zusätzlichen Biomassenutzung für den Energieverbrauch bei der Abscheidung	Berechnet anhand der Gleichung [19]
[18],[20]	GHGbio – storage	tCO2-Äq	CH4-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Anlage, in der CO2 abgeschieden wird.	Berechnet anhand der Gleichung [20]
[18],[21]	GHGon – site	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund der Verbrennung von Brennstoffen und sonstige THG-Emissionen in der Abscheidungsanlage speziell für die Abscheidung, einschließlich etwaiger CH4- und N2O-Emissionen aus zusätzlicher Biomasseverbrennung, wobei der CO2-Emissionsfaktor für die Biomasseverbrennung jedoch den Wert 0 annimmt	Berechnet anhand der Gleichung [21]
[18],[22]	GHGelec	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [22]
[18],[23]	GHGheat	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Abscheidungsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [23]
[18],[73]	GHGcapital	tCO2-Äq	Kapitalgüteremissionen	Berechnet anhand der Gleichung [73]
[18],	GHGdisposal	tCO2-Äq	Emissionen aus der Abfallentsorgung	Gegebenenfalls zu überwachen
[19]	Qbiomass	[Geeignete Einheit]	Menge an zusätzlicher Biomasse, die im Zertifizierungszeitraum zur Versorgung mit Wärme und/oder Strom am Standort verbraucht wird, die bzw. der speziell für die Abscheidung verwendet wird	Zu überwachen.
[19]	EFbiomass	tCO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für die zusätzlich verbrauchte Biomasse
[20]	Qfeedstock	[Geeignete Einheit]	Menge des Ausgangsstoffs	Gegebenenfalls zu überwachen
[20]	Cfeedstock	%	Kohlenstoffgehalt des Ausgangsstoffs	Gegebenenfalls zu überwachen
[20]	Tstorage	Monate	Zeit in Monaten, während der die Ausgangsstoffe gelagert werden	Gegebenenfalls zu überwachen
[21]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[21]	EFfuel	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch
[21]	CO2stored,fossil	tCO2	Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Abscheidungsanlage	Zu überwachen
[22]	Qelec	[Geeignete Einheit]	Nettomenge an Strom aus jeder Quelle, der im Zertifizierungszeitraum für die Abscheidung verbraucht wird	Zu überwachen
[22]	EFelec	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch
[23]	Qheat	[Geeignete Einheit]	Nettomenge an Nutzwärme, die im Zertifizierungszeitraum für die Abscheidung verbraucht wird	Zu überwachen
[23]	EFheat	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch
[24]	Qinput	[Geeignete Einheit]	Nettomenge an Input, der im Zertifizierungszeitraum für die Abscheidung verbraucht wird	Zu überwachen
[24]	EFinput	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input
[73],[74]	GHGmaterials	tCO2-Äq	Emissionen aus den für den Bau der Anlage verwendeten Materialien	Berechnet anhand der Gleichung [74]
[74]	Qmaterials	t	Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien
[74]	EFmaterials	tCO2-Äq/t Material	Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien

2.1.7.

CO₂-Transport

Dieser Abschnitt enthält Regeln für die Quantifizierung von THG-Emissionen, die mit dem Transport von CO₂ über Pipelines, Straße, Schiene oder auf dem Wasserweg und der dazugehörigen Infrastruktur, einschließlich Zwischenspeicher, verbunden sind, sowie von CO₂-Verlusten während des Transports. Diese Regeln gelten für Tätigkeiten, bei denen CO₂ mittels eines oder mehrerer CO₂-Transportmodi als konzentrierter CO₂-Strom von einer Abscheidungsanlage zu einer oder mehreren Speicherstätten transportiert wird. Der Transportpfad von der Abscheidungsanlage zu den Speicherstätten besteht aus einem oder mehreren Segmenten der Transportinfrastruktur im Sinne des Artikels 3 Nummer 29 der Verordnung (EU) 2024/1735 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽⁴⁾, die Teil eines oder mehrerer Transportnetze im Sinne des Artikels 3 Nummer 22 der Richtlinie 2009/31/EG sein können. Sind relevante Daten aus der Berichterstattung gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 verfügbar, so sind diese Daten für die Zwecke der Berechnung der Transportemissionen bei dieser Tätigkeit als verlässlich anzusehen. Für den Fall, dass CO₂ aus mehr als einer Quelle durch Teile desselben Transportnetzes geleitet wird, sind Transportinfrastruktursegmente auszuweisen, um die Zuweisung transportbedingter Emissionen zu ermöglichen. Handelt es sich bei dem durch eine einzelne Entnahmetätigkeit abgeschiedenen CO₂ um das einzige CO₂, das durch die entsprechende Transportinfrastruktur geleitet wird, so kann der gesamte Transportpfad als einzelnes Transportinfrastruktursegment ausgewiesen werden. Andernfalls ist der Transportpfad in eine Reihe von Transportinfrastruktursegmenten zu unterteilen. Mindestens jedes Mal, wenn zwei oder mehr CO₂-Ströme zusammengeführt oder getrennt werden, wird ein neues Transportinfrastruktursegment ausgewiesen. Zusätzliche Transportinfrastruktursegmente können nach dem Ermessen des Betreibers oder der Zertifizierungsstelle aus organisatorischen Gründen festgelegt werden. Für jedes Transportinfrastruktursegment S ist anhand der Gleichung [26] ein Zuweisungsanteil F_S als Anteil des CO₂ festzulegen, das in einem Zertifizierungszeitraum durch das Segment geleitet wird, aus der Tätigkeit stammt und zur Speicherung weitergeleitet wird (d. h. ausgenommen etwaiges CO₂ aus der Tätigkeit, das zur Verwendung weitergeleitet wird).

F S CO2activity,SCO2total,S

[26]

Dabei gilt:

CO2 total,S	=	Gesamtmenge an CO2 aller Quellen, das im Zertifizierungszeitraum durch das CO2-Infrastruktursegment S geleitet wird, in t CO2;
CO2activity,S	=	Menge an CO2 aus der Tätigkeit (siehe Gleichung [6]), das im Zertifizierungszeitraum zur dauerhaften Speicherung durch das CO2-Infrastruktursegment S weitergeleitet wird, in tCO2. Für das erste Infrastruktursegment des Transportpfades entspricht dies dem Anteil CO2 der Tätigkeit (CO2 activity) ), der als von der Abscheidungsanlage in das Infrastruktursegment weitergeleitet gemessen wird. Bei nachfolgenden Infrastruktursegmenten ist dies die Menge CO2 der Tätigkeit, die in das vorherige Infrastruktursegment gelangt, minus etwaige CO2-Verluste in diesem Infrastruktursegment; wenn der CO2-Strom an einem Knoten aufgeteilt und an mehrere Speicherstätten weitergeleitet wird, wird das CO2 der Tätigkeit auf die Infrastruktursegmente, die von diesem Knoten abgehen, aufgeteilt.
S	=	Index des Transportinfrastruktursegments.

Die Betreiber können von den CO₂-Netzbetreibern übermittelte unabhängig geprüfte Werte für F_S anwenden. Handelt es sich bei dem durch ein Transportinfrastruktursegment geleiteten CO₂ um eine Mischung aus atmosphärischem oder biogenem CO₂ und fossilem CO₂, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann abgeschieden wurde, so wird davon ausgegangen, dass jegliche Verluste aus einer anteiligen Mischung von atmosphärischem oder biogenem CO₂ und fossilem CO₂ bestehen. Bei vorsätzlichen oder unbeabsichtigten Verlusten von transportiertem CO₂ im gesamten Transportnetz sind diese Verluste explizit zu quantifizieren, wenn die Menge CR_total anhand der Gleichung [8] berechnet wird. Die Quantifizierungsregeln beruhen auf der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066, in der die folgenden beiden Methoden für die Quantifizierung von THG-Emissionen aufgrund des Betriebs des Pipeline-Transportnetzes festgelegt sind: Methode A, basierend auf der Gesamtmassenbilanz aller Input- und Output-Stoffströme eines Infrastruktursegments oder einer Reihe von Segmenten; und Methode B, die sich auf die Überwachung einzelner Emissionsquellen stützt (siehe unten). Die Betreiber können sich für jedes Infrastruktursegment oder jede Reihe von Segmenten für einen der beiden Ansätze entscheiden. Die Betreiber wählen diejenige Methode, die zu einer geringeren Unsicherheit bei den Gesamtemissionen führt, ohne unverhältnismäßige Kosten zu verursachen. Die Betreiber quantifizieren CO2transport,losses, die vorsätzlichen oder unbeabsichtigten Verluste von atmosphärischem oder biogenem CO₂, das zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird, um CO₂-Entnahmeeinheiten im gesamten Transportsegment oder sämtlichen Segmenten zu erzeugen, gemäß der Gleichung [27].

CO2transport,losses FCRCF × CO2captured,atmobio CO2activity  ×SFS × CO2in,S – CO2out,S

[27]

Dabei gilt:

FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2;
CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2activity	=	CO2 activity gemäß der Gleichung [6];
FS	=	FS gemäß der Gleichung [26];
CO2in,S	=	Menge an CO2, das in das Transportinfrastruktursegment S gelangt, bestimmt gemäß den Artikeln 40 bis 46 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066, in t CO2;
CO2out,S	=	Menge an CO2, das das Transportinfrastruktursegment S verlässt, bestimmt gemäß den Artikeln 40 bis 46 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066, in t CO2;
S	=	Index der Transportinfrastruktursegmente.

Die Betreiber quantifizieren CO2transport,losses, die vorsätzlichen oder unbeabsichtigten Verluste von atmosphärischem oder biogenem CO₂, das zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird, um CO₂-Entnahmeeinheiten im gesamten Transportsegment oder sämtlichen Segmenten zu erzeugen, gemäß der Gleichung [28].

CO2transport,losses FCRCF × CO2captured,atmobio CO2activity ×SFS × CO2fugitive,S + CO2vented,S + CO2leakage,S

[28]

Dabei gilt:

FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2;
CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2activity	=	CO2 activity gemäß der Gleichung [6];
FS	=	FS gemäß der Gleichung [26];
CO2fugitive,S	=	Summe der diffusen Emissionen aus dem in der Transportinfrastruktur transportierten CO2, beispielsweise über Verschlüsse, Ventile, Zwischendruckstationen in Pipelinestrukturen und Zwischenspeicherstätten, in t CO2;
CO2vented,S	=	Summe der abgelassenen Emissionen von in der Transportinfrastruktur transportiertem CO2, in t CO2;
CO2leakage,S	=	Summe des in der Transportinfrastruktur transportierten CO2, das infolge einer Panne eines oder mehrerer Bestandteile des Transportnetzes emittiert wird, in t CO2;
S	=	Index der Transportinfrastruktursegmente.

Diffuse Emissionen während des CO₂-Transports aus a) Verschlüssen; b) Messgeräten; c) Ventilen; d) Zwischendruckstationen und e) Zwischenspeicherstätten werden anhand der Gleichung [29] berechnet.

CO2fugitive S c EFoccur,c,S × Noccur,c,S

[29]

Dabei gilt:

FS	=	FS gemäß der Gleichung [26];
EFoccur,c,S	=	durchschnittliche Emissionsfaktoren je Bestandteil und Zeitraum, ausgedrückt in t CO2/Zeiteinheit. EFoccur,c wird für jede Art von Bestandteil bestimmt. Diese Faktoren werden mindestens alle fünf Jahre auf der Grundlage neu verfügbarer Techniken und Erkenntnisse überprüft;
Noccur,c,S	=	Anzahl der Bestandteile des Typs c im Transportsystem, multipliziert mit der Anzahl der Zeiträume;
c	=	Art des Bestandteils: Verschlüsse, Messgeräte, Ventile, Zwischendruckstationen und Zwischenspeicherstätten;
S	=	Index der Transportinfrastruktursegmente.

Von den Zertifizierungssystemen können für relevante Bestandteile Listen mit Standardfaktoren für diffuse Emissionen bereitgestellt werden. Betreiber von Tätigkeiten berechnen CO_2vented für jedes Transportinfrastruktursegment S als das für dieses Transportinfrastruktursegment vom Transportnetzbetreiber ermittelte voraussichtliche Ablassen. Übermittelt der Transportnetzbetreiber keine nach Transportinfrastruktursegment aufgeschlüsselten abgelassenen Emissionen, so werden die abgelassenen Emissionen den einzelnen Segmenten auf einer angemessenen Grundlage zugeordnet, die vom Betreiber der Tätigkeit und der Zertifizierungsstelle vereinbart wird. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien bereitstellen, in denen die Grundlage für die Schätzung der abgelassenen Emissionen genauer beschrieben wird. Gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 muss jeder Transportnetzbetreiber das Transportnetz überwachen und die beim Transport ausgetretene Menge CO₂ nach einer im Monitoringkonzept dokumentierten und auf den Best-Practice-Leitlinien der Industrie beruhenden geeigneten Methodik berechnen. Die Betreiber von Tätigkeiten berechnen CO_2leakage für jedes Transportinfrastruktursegment S als die für dieses Transportinfrastruktursegment vom Transportnetzbetreiber für den Zertifizierungszeitraum ermittelte Leckagemenge. Werden vom Transportnetzbetreiber keine nach Transportinfrastruktursegment aufgeschlüsselten Leckage-Emissionen gemeldet, so werden die Leckage-Emissionen den einzelnen Segmenten auf einer angemessenen Grundlage zugeordnet, die vom Betreiber der Tätigkeit und der Zertifizierungsstelle vereinbart wird. Die mit dem Transport von CO₂ verbundenen THG-Emissionen (für Fahrzeuge und/oder in der dazugehörigen Infrastruktur) werden anhand der Gleichung [30] berechnet.

GHGtransport S FS × TGHGT,S + GHGinfra,S

[30]

Dabei gilt:

FS	=	FS gemäß der Gleichung [26];
GHGT,S	=	THG-Emissionen aufgrund von Energienutzung für den CO2-Transport im Transportmodustyp T und im Infrastruktursegment S, in t CO2-Äq;
GHGinfra	=	THG-Emissionen aufgrund von Energienutzung in der mit dem CO2-Transportnetz verbundenen Infrastruktur (einschließlich Infrastruktur für den Pipelinebetrieb), in t CO2-Äq;
T	=	Transportart des Infrastruktursegments (Straße, Schiene oder Seeverkehr);
S	=	Index der Transportinfrastruktursegmente.

Gemäß den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.4.5 werden die Treibhausgasemissionen GHG_T,S, die mit dem pipelineunabhängigen Transport von CO₂ im Transportmodus T in den einzelnen Transportinfrastruktursegmenten verbunden sind, entweder auf der Grundlage konkreter Daten über den Brennstoffverbrauch anhand der Gleichung [31] berechnet oder auf der Grundlage der Fahrzeugeffizienzen und konkreter Daten über die vom Fahrzeug zurückgelegte Strecke anhand der Gleichung [32]. Die Betreiber dürfen für die verschiedenen Transportmodi und Infrastruktursegmente unterschiedliche Ansätze nutzen.

GHGT,S trips Qfuel,S × EFfuel

[31]

Dabei gilt:

Qfuel,S	=	verbrauchte Brennstoffmenge je Fahrt im Infrastruktursegment S, einschließlich Leerfahrten, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4;
trips	=	Index der unternommenen Fahrten.

GHGT,S O L1 KL,S × EFvehicle,loaded +RL1KL,S × EFvehicle,unloaded

[32]

Dabei gilt:

KL,S	=	zurückgelegte Strecke jeder Fahrt im Infrastruktursegment S in Kilometern [km];
EFvehicle,loaded	=	CO2-Emissionen des beladenen Fahrzeugs je Kilometer, in t CO2/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden;
EFvehicle,unloaded	=	CO2-Emissionen des unbeladenen Fahrzeugs je Kilometer, in t CO2/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden. Sind keine Daten bzw. keine Standardwerte für das unbeladene Fahrzeug, aber ein Wert für EFvehicle,loaded verfügbar, so kann der Betreiber EFvehicle,unloadedEFvehicle,loaded setzen;
O	=	Gesamtzahl der Hinfahrten;
R	=	Gesamtzahl der leeren Rückfahrten;
L	=	Index der Fahrten.

THG-Emissionen aufgrund des Brennstoff- und Stromverbrauchs in sämtlichen Prozessen in Anlagen, die für den Betrieb des Transportnetzes erforderlich sind, werden anhand der Gleichung [33] berechnet. Die Betreiber können Standardwerte für Emissionen aus der Transportinfrastruktur anwenden, wenn solche Standardwerte von den Zertifizierungssystemen bereitgestellt werden.

GHGinfra S FS ×fQstat,f × EFf + Qmob,f × EFf + Qelec × EFelec

[33]

Dabei gilt:

Qstat,f	=	Menge des in ortsfesten Quellen in der bestehenden Infrastruktur verbrannten Brennstofftyps f, in Gigajoule [GJ];
Qmob,f	=	Menge des in mobilen Quellen in der bestehenden Infrastruktur verbrannten Brennstofftyps f, in Gigajoule [GJ];
EFf	=	Emissionsfaktor aufgrund der Verbrennung des Brennstofftyps f, in t CO2-Äq/GJ, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4;
Qelec	=	Nettomenge des aus dem Netz importierten und in der bestehenden Infrastruktur verbrauchten Stroms, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2, in MWh;
EFelec	=	Emissionsfaktor für die Stromerzeugung, in t CO2-Äq/MWh, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1;
f	=	Brennstofftyp, einschließlich Brennstoffe fossilen und biogenen Ursprungs.

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 4 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 4

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[26]	FS	%	Zuweisungsanteil für das jeweilige Transportsegment S, definiert als Anteil des CO2 aus der Tätigkeit, der in einem Zertifizierungszeitraum durch das Segment geleitet und zur Speicherung weitergeleitet wird	Berechnet anhand der Gleichung [26]
[26]	CO2activity,S	tCO2	Menge an CO2 aus der Tätigkeit, das im Zertifizierungszeitraum durch das CO2-Infrastruktursegment S geleitet wird	Zu überwachen
[26]	CO2total,S	tCO2	Gesamtmenge an CO2 aller Quellen, das im Zertifizierungszeitraum durch das CO2-Infrastruktursegment S geleitet wird	Zu überwachen
[8],[27], [28]	CO2transport,losses	tCO2	Menge der Verluste von atmosphärischem oder biogenem CO2, das zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird, um CO2-Entnahmeeinheiten im gesamten Transportnetz zu erzeugen	Berechnet anhand der Gleichung [27] oder der Gleichung [28]
[27]	CO2in,S	tCO2	Menge an CO2, das zum Transportinfrastruktursegment S weitergeleitet wird, bestimmt gemäß den Artikeln 40 bis 46 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066	Zu überwachen
[27]	CO2out,S	tCO2	Menge an CO2, das aus dem Transportinfrastruktursegment weitergeleitet wird, bestimmt gemäß den Artikeln 40 bis 46 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066	Zu überwachen
[28],[29]	CO2fugitive,S	tCO2	Summe der diffusen Emissionen von in der Transportinfrastruktur transportiertem CO2	Berechnet anhand der Gleichung [29]
[28]	CO2vented,S	tCO2	Summe der abgelassenen Emissionen von in der Transportinfrastruktur transportiertem CO2	Vom Transportnetzbetreiber zu melden.
[28]	CO2leakage,S	tCO2	Summe des in der Transportinfrastruktur transportierten CO2, das infolge einer Panne eines oder mehrerer Bestandteile des Transportnetzes emittiert wird	Vom Transportnetzbetreiber zu melden.
[29]	EFoccur,c,S	tCO2-Äq/Zeiteinheit	Durchschnittliche Emissionsfaktoren je Art von Bestandteil und je Bestandteil	Zu überwachen
[29]	Noccur,c,S	Anzahl Zeiteinheiten/Jahr	Anzahl Bestandteile dieser Art von Bestandteilen im Transportsystem	Zu überwachen
[30]	GHGtransport	tCO2-Äq	Gesamtmenge THG-Emissionen aus der Verbrennung von Brennstoffen beim CO2-Transport	Berechnet anhand der Gleichung [30]
[30],[31], [32]	GHGT,S	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund von Energienutzung für den CO2-Transport im Transportmodustyp T und im Infrastruktursegment S	Berechnet anhand der Gleichung [31] oder [32]
[30],[33]	GHGinfra,S	tCO2-Äq	Emissionen aufgrund von Energienutzung in der mit dem CO2-Transportnetz verbundenen Infrastruktur	Berechnet anhand der Gleichung [33]
[31]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[31]	EFfuel	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für Brennstoffverbrauch
[32]	KL,S	km	Zurückgelegte Strecken in den Infrastruktursegmenten S	Zu überwachen
[32]	EF vehicle,loaded	tCO2-Äq/km	CO2-Emissionen der beladenen Transportfahrzeuge je Kilometer
[32]	EF vehicle,unloaded	tCO2-Äq/km	CO2-Emissionen der unbeladenen Transportfahrzeuge je Kilometer
[33]	Qstat,f	GJ	Menge des in ortsfesten Quellen in der bestehenden Infrastruktur verbrannten Brennstofftyps f	Zu überwachen. Gegebenenfalls sind die verwendete Dichte und der verwendete untere Heizwert zu melden.
[33]	Qmob,f	GJ	Menge des in mobilen Quellen in der bestehenden Infrastruktur verbrannten Brennstofftyps f	Zu überwachen
[33]	Qelec	MWh	Menge des aus dem Netz importierten und in der bestehenden Infrastruktur verbrauchten Stroms	Zu überwachen
[33]	EFf	tCO2-Äq/GJ	Emissionsfaktor aufgrund der Verbrennung des Brennstofftyps f
[33]	EFelec	tCO2-Äq/MWh	Emissionsfaktor für die Stromerzeugung

2.1.8.

Injektion von CO₂ in Speicherstätten

Bei Tätigkeiten zur CO₂-Abscheidung kann CO₂ über einen Transportpfad an eine oder mehrere Speicherstätten zur Injektion in die geologische Speicherung weitergeleitet werden. Wird CO₂ aus anderen Quellen als der Tätigkeit in derselben Speicherstätte gespeichert, so wird für jede Speicherstätte S ein Zuweisungsanteil als Anteil des in der Speicherstätte gespeicherten CO₂ in einem Zertifizierungszeitraum definiert, das aus der Tätigkeit stammt, und anhand der Gleichung [34] berechnet.

F S CO2activity,injected,SCO2injected,S

[34]

Dabei gilt:

CO2 activity.injected,S	=	der Anteil von CO2activity (siehe Gleichung [6]), der in der Speicherstätte S gespeichert wird. Bei nicht abgetrennten CO2-Strömen wird diese Menge auf Grundlage der Massenbilanz angegeben;
CO2 injected,S	=	Gesamtmenge an CO2 aller Quellen, das im Zertifizierungszeitraum in der Speicherstätte S gespeichert wird;
S	=	Index der Speicherstätten.

Die Menge CO₂, die in die Speicherstätte gelangt, wird an dem oder den Eintrittspunkt(en) anhand eines auf Messung beruhenden Ansatzes gemäß den Artikeln 40 bis 45 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 ermittelt. Mit Ausnahme des Falls, dass der CO₂-Strom vollständig abgetrennt ist und für die Bestimmung von CR_total die Regeln gemäß Abschnitt 2.1.3.3 angewandt werden, wird zur Verfolgung des CO₂ durch die Transportinfrastruktur von der Abscheidungsanlage bis zur Speicherstätte ein Massenbilanzsystem auf der Grundlage folgender Grundsätze verwendet:

(a)

jede Menge CO₂, die in das Transport- oder Speichersystem gelangt, kann nur einmal als gespeichert oder anderweitig aus dem System (durch Verluste oder zur Versorgung für andere Anwendungen als die Speicherung) entnommen behandelt werden;

(b)

die Summe der CO₂-Mengen, die in jeglichen Transportinfrastruktursegmenten oder Zwischenspeicherstätten in einem bestimmten Zeitraum in die Speicherung gelangen oder daraus freigesetzt werden, entspricht der Summe der CO₂-Mengen, die als im selben Zeitraum dieses Infrastruktursegment oder diese Speicherstätte verlassende oder dort zwischengespeicherte oder dauerhaft gespeicherte Mengen ermittelt werden (wobei Abweichungen im Zusammenhang mit der CO₂-Menge, die sich am Ende des Zeitraums aktiv im Übergang befindet oder Speicherprozesse durchläuft, sowie aufgrund der Messunsicherheit möglich sind);

(c)

wenn eine CO₂-Menge aus einer Tätigkeit mit einer CO₂-Menge aus anderen Quellen vermischt wird und dieser vermischte CO₂-Strom anschließend an mehr als ein nachfolgendes Transportinfrastruktursegment bzw. eine nachfolgende Speicherstätte weitergeleitet wird, kann der Betreiber mit anderen Interessenträgern vereinbaren, welche CO₂-Mengen davon als vollständig oder teilweise aus der Tätigkeit stammend behandelt werden sollen;

(d)

wenn eine CO₂-Menge in ein Transportverbundnetz weitergeleitet und dabei mit einer CO₂-Menge aus anderen Quellen vermischt wird, muss der Betreiber die Transitzeit, während der das CO₂ aus der Tätigkeit durch das Transportnetz geleitet wird, nicht modellieren – jede entsprechende CO₂-Menge, die nach dem Zeitpunkt aus dem Transportnetz weitergeleitet wird, zu dem das CO₂ aus der Tätigkeit in das Transportnetz gelangt, kann als CO₂ aus der Tätigkeit behandelt werden, mit der Einschränkung, dass nicht davon ausgegangen werden darf, dass das CO₂ in einem Transportinfrastruktursegment entgegen der Stromrichtung geleitet wurde;

(e)

vorbehaltlich der unter den Buchstaben a bis d genannten Grundsätze können vertragliche Vereinbarungen getroffen werden, um eine CO₂-Menge, die in eine Speicherstätte injiziert wird, als eine gleich große CO₂-Menge aus einer Abscheidungsanlage (unter Berücksichtigung von Verlusten beim Übergang anhand der Regeln dieser Methodik) zu identifizieren, die in eine gemeinsame Infrastruktur weitergeleitet wurde, selbst wenn der tatsächliche physische Ort, an dem sich die bei der Tätigkeit abgeschiedenen CO₂-Moleküle befinden, möglicherweise unbekannt ist. Es darf keine andere in dieser gemeinsamen Infrastruktur gespeicherte oder diese verlassende CO₂-Menge als die bei der CO₂-Entnahmetätigkeit abgeschiedene CO₂-Menge identifiziert werden;

(f)

die Betreiber legen geeignete Nachweise dafür vor (oder veranlassen, dass die Anbieter der Transport- und/oder Speicherinfrastrukturdienste geeignete Nachweise dafür vorlegen), dass die oben genannten Massenbilanz-Anforderungen sowie etwaige zusätzliche Anforderungen des Zertifizierungssystems erfüllt wurden.

Bei vorsätzlichen oder unbeabsichtigten Verlusten von CO₂ im Vorfeld der dauerhaften Speicherung sind diese Verluste explizit zu quantifizieren, wenn die Menge CR_total anhand der Gleichung [8] berechnet wird. Diffuse und abgelassene Emissionen während der Injektion in die Speicherstätte werden gemäß Anhang IV Abschnitt 23 Unterabschnitt B.1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 berechnet. Bei der geologischen Speicherung beruhen die Daten über diffuse und abgelassene Emissionen auf Daten, die vom Betreiber der Speicherstätte gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgezeichnet wurden. Die CO₂-Gesamtverluste der Tätigkeit bei der Speicherung werden anhand der Gleichung [35] berechnet.

CO2storage,losses FCRCF ×CO2captured,atmobioCO2activity×SFS × CO2fugitive,S + CO2vented,S

[35]

Dabei gilt:

FCRCF	=	FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2;
CO2captured,atmobio	=	CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2];
CO2activity	=	CO2 activity gemäß der Gleichung [6];
FS	=	Anteil des in der Speicherstätte S gespeicherten CO2, das aus der Tätigkeit stammt, in %;
CO2fugitive,S	=	diffuse CO2-Emissionen aus der Speicherstätte S, in Tonnen CO2;
CO2vented,S	=	abgelassene CO2-Emissionen aus der Anlage S, in Tonnen CO2.

In jeder Speicherstätte S entspricht die Summe der diffusen und abgelassenen Emissionen der Differenz zwischen der gemessenen CO₂-Menge, die in die Speicherstätte gelangt, und der gemessenen CO₂-Menge, die in das Speicherreservoir injiziert wird, berechnet anhand der Gleichung [36].

CO2fugitive,S + CO2vented,S CO2IN,S – CO2injected,S

[36]

Dabei gilt:

CO2IN,S	=	gemessene Gesamtmenge CO2, die in die Speicherstätte S gelangt, in Tonnen CO2;
CO2injected,S	=	gemessene Gesamtmenge CO2, die in der Speicherstätte S zur dauerhaften Speicherung injiziert wird, in Tonnen CO2.

Die mit der Injektion in eine Speicherstätte verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [37] berechnet.

GHGstorage S FS × GHGstorage site + GHGinputs

[37]

Dabei gilt:

GHGstorage site	=	mit Energienutzung und Betrieb der Speicherstätte verbundene THG-Emissionen, in Tonnen CO2-Äq, gemäß der Gleichung [38];
GHGinputs	=	mit der Erzeugung und Verwendung anderer Inputs für die Speicherstätte verbundene THG-Emissionen, in Tonnen CO2-Äq.

Die THG-Emissionen jeder Speicherstätte werden anhand der Gleichung [38] berechnet.

GHGstorage site GHGcombustion + GHGelec + GHGheat + GHGcapital

[38]

Dabei gilt:

GHGcombustion	=	THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [39];
GHGelec	=	THG-Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [40];
GHGheat	=	THG-Emissionen aufgrund des Netto-Nutzwärmeverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [41];
GHGcapital	=	Kapitalgüteremissionen aus Bau und Installation der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet im Einklang mit den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.5.

GHGcombustion fuels Qfuel × EFfuel + CO2stored,fossil	[39]
GHGelec electricity source Qelec × EFelec	[40]
GHGheat heat source Qheat × EFheat	[41]

Dabei gilt:

Qfuel	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4;
CO2stored,fossil	=	minus die Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Speicherstätte, in Tonnen CO2. Sie wird berechnet als minus die gemessene CO2-Menge, die aus fossilen Quellen in der Speicherstätte abgeschieden wird, plus etwaige CO2-Verluste vor der Speicherung;
Qelec	=	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFelec	=	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1;
Qheat	=	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFheat	=	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2.

Werden in der Speicherstätte Inputs verbraucht, so werden die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbundenen Emissionen anhand der Gleichung [42] berechnet.

GHGinputs inputs Qinput × EFinput

[42]

Dabei gilt:

Qinput	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFinput	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß den Regeln nach Abschnitt 2.3.4.4.

Die Betreiber können eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von 2% × CRtotal ersetzen, d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der möglichen verbundenen Emissionen die Gleichung [43].

inputs Qinput × EFinput 2% × CRtotal

[43]

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber in den Überwachungsbericht vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 5 aufgeführten für den überprüften Zertifizierungszeitraum gemessenen oder berechneten Parameter auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 5

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[34]	FS	%	Zuweisungsanteil des in der Speicherstätte S gespeicherten CO2, das aus der Tätigkeit stammt und zur Erzeugung von CO2-Entnahmeeinheiten verwendet wird
[34]	CO2activity,injected,S	t CO2	Anteil von CO2activity, der in der Speicherstätte S gespeichert wird	Bei nicht abgetrennten CO2-Strömen anhand der Massenbilanzregeln zu ermitteln
[34], [36]	CO2injected,S	t CO2	Gesamtmenge CO2, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten zur dauerhaften Speicherung injiziert wird	Zu überwachen
[8], [35]	CO2storage,losses	t CO2	Menge der Verluste von atmosphärischem oder biogenem CO2, das zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird, um CO2-Entnahmeeinheiten während der Speicherungstätigkeit zu erzeugen	Berechnet anhand der Gleichung [35]
[35], [36]	CO2vented,S	t CO2	CO2-Menge, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten abgelassen wird	Zu überwachen
[35], [36]	CO2fugitive,S	t CO2	Menge der diffusen CO2-Emissionen in den jeweiligen relevanten Speicherstätten	Zu überwachen oder anhand der Gleichung [36] zu berechnen
[36]	CO2IN,S	t CO2	CO2-Menge, die in die Speicherstätte S gelangt	Zu überwachen
[37]	GHGstorage	t CO2-Äq	Mit der Injektion in einer Speicherstätte verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [37]
[37], [38]	GHGstorage site	t CO2-Äq	Mit Energienutzung und Betrieb der Speicherstätte verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [38]
[37], [42]	GHGinputs	t CO2-Äq	Mit der Erzeugung und Verwendung anderer Inputs für die Speicherstätte verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [42]
[38], [39]	GHGcombustion	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Speicherstätte	Berechnet anhand der Gleichung [39]
[38], [40]	GHGelec	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Speicherstätte	Berechnet anhand der Gleichung [40]
[38], [41]	GHGheat	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Netto-Nutzwärmeverbrauchs in der Speicherstätte	Berechnet anhand der Gleichung [41]
[38], [73]	GHGcapital	t CO2-Äq	Kapitalgüteremissionen	Vom Betreiber zu melden. Berechnet anhand der Gleichung [73]
[39]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge an Brennstoffen, die zur Verbrennung in den jeweiligen Speicheranlagen verwendet wird	Zu überwachen
[39]	EFfuel	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch
[40]	Qelec	MWh	Netto-Strommenge, die in den jeweiligen Speicherstätten verbraucht wird	Zu überwachen
[40]	EFelec	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch
[41]	Qheat	MWh	Netto-Nutzwärmemenge, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten verbraucht wird	Zu überwachen
[41]	EFheat	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch
[42]	Qinput	[Geeignete Einheit]	Menge des verbrauchten Inputs	Zu überwachen
[42]	EFinput	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input
[73], [74]	GHGmaterials	t CO2-Äq	Emissionen aus den für den Bau der Speicherstätte verwendeten Materialien	Berechnet anhand der Gleichung [74]
[74]	Qmaterials	Tonnen	Menge der für den Bau der Speicherstätte verwendeten Materialien	Zu überwachen
[74]	EFmaterials	t CO2-Äq/t Material	Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien

2.2.

BCR-Tätigkeiten

2.2.1.

THG-Quellen und -Senken

Bei BCR-Tätigkeiten werden die Treibhausgasquellen und -senken gemäß Tabelle 6 berücksichtigt.

Tabelle 6

Bei einer BCR-Tätigkeit zu berücksichtigende Senken und Quellen

Phase	Emissionsquellen/-senken	Berücksichtigte Gase
Biokohleproduktion	Biokohle-Produktionsanlage: Ausrüstung für die Biokohleproduktion.	Treibhausgase
	Biokohle-Produktionsanlage: alle Ausrüstungen zur Verarbeitung von Biokohle, die zur Behandlung der Biokohle vor ihrem Verbringen zur Einbringung oder zum Zusetzen verwendet werden.	Treibhausgase
	Biokohle-Produktionsanlage: alle zugehörigen Ausrüstungen zur Energieerzeugung, die an die Anlage angrenzen.	Treibhausgase
	Biokohle-Produktionsanlage: alle Ausrüstungen zur Behandlung von Abfällen oder Nebenprodukten aus der Biokohleproduktion.	Treibhausgase
	Emissionen aus der Versorgung mit Biomasse und Biomasse-Brennstoffen: Erzeugung, Sammlung und Transport der Biomasse und der Biomasse-Brennstoffe, die von der Biokohle-Produktionsanlage genutzt wird bzw. werden.	Treibhausgase
	Input-Emissionen: Erzeugung von und Versorgung mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage.	Treibhausgase
	Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Biokohle-Produktionsanlage verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase).	Treibhausgase
	Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Biokohle-Produktionsanlage.	Treibhausgase
Transport von Biokohle	Transport: Brennstoffverbrennung und Stromverbrauch im Landverkehr (z. B. Tankwagen, Schienen), im Seeverkehr (z. B. Seetankschiffe) und durch andere Fahrzeuge.	Treibhausgase
Einbringung in Böden oder Zusetzen zu Produkten	Dauerhaft in Form von Biokohle gespeicherte CO2-Menge.	Nur CO2
	Ort der Einbringung / des Zusetzens: jeder Energieverbrauch und/oder jede Energieerzeugung im Zusammenhang mit der Einbringung oder dem Zusetzen.	Treibhausgase

2.2.2.

Ausgangswert

Für BCR-Tätigkeiten gilt ein standardisierter Ausgangswert von 0 t CO₂/Jahr. Wird die Tätigkeit über eine Kombination aus öffentlichen und privaten Mitteln finanziert, so geben die Betreiber bei der Vorlage des Tätigkeitsplans beim Zertifizierungssystem an, welche Art von öffentlicher Finanzierung in Bezug auf die Tätigkeit erhalten bzw. beantragt wurde, um zu belegen, dass ein übermäßiger Ausgleich der Kosten vermieden wird. Diese Angaben sind in das Konformitätszertifikat aufzunehmen.

2.2.3.

Quantifizierung der gesamten Entnahmen der Tätigkeit

Der Betreiber berechnet die gesamten CO₂-Entnahmen (CR_total) anhand der Gleichung [44].

CRtotal –3,664× Fperm × Corg × Qbiochar

[44]

Dabei gilt:

Fperm	=	dauerhafter Anteil der Biokohle, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.7.1, in Prozent;
Corg	=	Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle, Corg, mittels Laboranalyse als das Verhältnis der Masse des organischen Kohlenstoffs in der Biokohle zur Gesamtmasse der Biokohle ermittelt. Die Zertifizierungssysteme können spezifische Fälle ermitteln, in denen die Betreiber den Gehalt an anorganischem Kohlenstoff in der Biokohle als Null einstufen können, ohne dass eine direkte Bewertung erforderlich ist;
Qbiochar	=	Masse der während des Zertifizierungszeitraums eingebrachten oder zugesetzten Biokohle in Tonnen, bezogen auf die Trockensubstanz. Die Masse der Biokohle enthält keine Anteile nichtbiogener Materialien, die auch im Biokohleproduktionsprozess verarbeitet werden. Kann davon ausgegangen werden, dass der Biokohle-Ausgangsstoff einen Massenanteil nichtbiogenen Kohlenstoffs von mehr als 2 % des gesamten Kohlenstoff-Ausgangsstoffs enthält, wird der biogene Kohlenstoffanteil im Biokohle-Produkt mit der Kohlenstoff-14-Methode (14C-Methode) ermittelt;
3,664		Massenverhältnis eines CO2-Moleküls zu einem Kohlenstoffatom.

2.2.4.

Quantifizierung der mit der Tätigkeit verbundenen Treibhausgase

Die verbundenen Treibhausgase werden anhand der Gleichung [45] berechnet.

GHGassociated GHGbiochar + GHGtransport + GHGuse

[45]

Dabei gilt:

GHGbiochar	=	mit der Erzeugung von Biokohle verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.5.4;
GHGtransport	=	mit dem Transport von Biokohle von der Produktionsanlage zu dem Ort der Einbringung oder des Zusetzens verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.6.1;
GHGuse	=	mit der Einbringung oder dem Zusetzen von Biokohle verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.7.2.

2.2.5.

Erzeugung von Biokohle

2.2.5.1.

Produktionschargen

Die Menge an erzeugter Biokohle wird gemessen und den Produktionschargen zugeordnet, die ein vergleichbares Rohstoffgemisch und die gleichen Verarbeitungsbedingungen aufweisen, d. h., es wird dasselbe zugrunde liegende Verfahren angewandt und die Zieltemperatur der Biokohleerzeugung, die Verweilzeit der Biokohle und alle zur Regelung der Sauerstoffkonzentration eingesetzten Techniken sind für die gesamte Charge einheitlich. Ein vergleichbares Rohstoffgemisch erfordert, dass die Anteile der Rohstoffarten im Gemisch über die gesamte Charge hinweg ähnlich sind. Die Produktionschargen dürfen keine Biokohle enthalten, die in mehr als einem Zertifizierungszeitraum erzeugt wurde. Während der Rezertifizierung können Einheiten für alle Produktionschargen ausgestellt werden, die während des betreffenden Zertifizierungszeitraums eingebracht oder zugesetzt wurden. Wurde zum Zeitpunkt der Rezertifizierung nur ein Teil einer Produktionscharge eingebracht oder zugesetzt, so werden Einheiten für den Teil ausgestellt, der eingebracht oder zugesetzt wurde, und für den übrigen Teil können Einheiten ausgestellt werden, wenn er bis zum Zeitpunkt einer späteren Rezertifizierung eingebracht oder zugesetzt wurde. Eine Produktionscharge kann unterbrochen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder aufgenommen werden. Wird Biokohle, die aus demselben Ausgangsstoff unter denselben Bedingungen erzeugt wird, auf verschiedene Sendungen aufgeteilt, die für verschiedene Endverwendungen verkauft werden, so können diese für die Zwecke der Quantifizierung dennoch als eine einzige Produktionscharge behandelt werden. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Anforderungen an die Definition einer Produktionscharge festlegen, um die zulässige Abweichung der Biokohle in der Charge zu begrenzen. Sie können eine maximal zulässige Größe für einzelne Produktionschargen bestimmen.

2.2.5.2.

Eigenschaften der Biokohle

Die Betreiber führen an jeder Biokohle-Produktionscharge Labortests durch. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien für die Liste der den Zertifizierungsstellen bei Rezertifizierungsprüfungen zu meldenden Eigenschaften bereitstellen, die zumindest die folgenden zur Anwendung dieser Methodik erforderlichen Eigenschaften umfassen muss:

(a)

Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle, C_org, wie in Gleichung [44] vorgeschrieben;

(b)

Molverhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle (H/C_org-Verhältnis), wie in Abschnitt 3.2 vorgeschrieben und sofern die Zerfallsfunktion zur Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle verwendet wird (Abschnitt 2.2.7.1.2);

(c)

Energiedichte der Biokohle auf der Grundlage des unteren Heizwerts;

(d)

wenn die Zufallsreflexionsbewertungen zur Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle (Abschnitt 2.2.7.1.1) verwendet werden, Anteil der Biokohle, bei dem ein R_o-Reflexionsgrad von 2 % oder mehr festgestellt wurde, und damit verbundene Messdaten;

(e)

Einhaltung der maximalen Schwellenwerte für die beschränkten Stoffe gemäß den Abschnitten 4.4.1, 4.4.2 und 4.4.3.

2.2.5.3.

Probenahme von Biokohle

Alle Produktionschargen von Biokohle sind zu beproben. Die Proben müssen für die durchschnittlichen Eigenschaften der zu beprobenden Produktionscharge repräsentativ sein. Die Betreiber nehmen in den Überwachungsplan eine Beschreibung des Probenahmeprotokolls auf, das von der Zertifizierungsstelle bei der Zertifizierungsprüfung überprüft werden soll, und befolgen dieses Protokoll während des Tätigkeitszeitraums. Das Probenahmeprotokoll kann während des Tätigkeitszeitraums geändert werden, wenn die Betreiber nachweisen, dass die Stichprobendaten für die Chargen mindestens gleichermaßen repräsentativ sind. Die Probenahmeprotokolle müssen mit Artikel 33 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 mit Ausnahme des letzten Satzes von Absatz 1 des genannten Artikels in Einklang stehen. Die zu beprobende Biokohle muss gut durchmischt sein, und die Betreiber nehmen eine angemessene Anzahl von Proben, um sicherzustellen, dass die Daten aus den Proben für die Produktionscharge repräsentativ sind. Wird eine Produktionscharge über einen bestimmten Zeitraum (in einem oder mehreren Produktionsläufen) produziert, so ist die Probenahme entweder nach dem Mischen an der während des gesamten Produktionszeitraums erzeugten Biokohle oder an Teilmengen der Charge vorzunehmen, und es ist eine ausreichende Anzahl von Proben zu entnehmen, um die durchschnittlichen Eigenschaften der Biokohle in der gesamten Produktionscharge zuverlässig zu ermitteln. Eine Zertifizierungsstelle oder ein Zertifizierungssystem kann die Analyse von Referenzproben verlangen, wenn dies als notwendig erachtet wird, um die Eigenschaften einer Produktionscharge repräsentativ zu bestimmen oder um zu bestätigen, dass die durchgeführten Messungen repräsentativ sind. Probenahmeprotokolle können eine Verringerung der Häufigkeit der Probenahme im Laufe der Zeit ermöglichen, wenn nachgewiesen wird, dass durch ein Verfahren zuverlässig Biokohle mit gleichbleibenden Eigenschaften aus einem bestimmten Ausgangsstoff erzeugt wird. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien zu zulässigen Probenahmeprotokollen bereitstellen, mit denen der Umfang der für unterschiedliche Produktionskontexte und verschiedene Arten von Biokohle erforderlichen Probenahme differenziert werden kann, wenn dies technisch gerechtfertigt ist. Der Biokohleerzeuger entnimmt Referenzproben der erzeugten Biokohle, die der Zertifizierungsstelle, dem Zertifizierungssystem oder einschlägigen Vertretern der zuständigen nationalen Behörden auf Anfrage zur Verfügung gestellt werden. An jedem Tag, an dem Biokohle erzeugt wird, ist für jede Produktionscharge eine Referenzprobe von einem Liter zu entnehmen; diese Proben können über den Kalendermonat hinweg gesammelt gelagert werden, wobei die Proben jeder Produktionscharge getrennt zu halten sind. Die Referenzproben sind mindestens zwei Jahre lang aufzubewahren.

2.2.5.4.

Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen

Die mit dem Betrieb der Biokohle-Anlage verbundenen Emissionen werden anhand der Gleichung [46] berechnet.

GHGbiochar Falloc × GHGfacility + GHGinputs

[46]

Dabei gilt:

Falloc	=	Zuweisungsanteil für Biokohle, berechnet anhand der Gleichung [47]. Die Biokohle wird als Rückstand eines anderen Prozesses behandelt, wenn die chemische Energie in der erzeugten Biokohle (auf der Grundlage des unteren Heizwerts) weniger als 10 % der Gesamtenergie der erzeugten Nebenprodukte beträgt; in diesem Fall ist Falloc = 0 und die Berechnung von GHGfacility und GHGinputs nicht erforderlich;
GHGfacility	=	gesamte THG-Emissionen aus Betrieb und Bau der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet gemäß Abschnitt 2.2.5.4.1;
GHGinputs	=	mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage verbundene Gesamtemissionen, berechnet anhand der Gleichung [54].

Falloc {0 bei Behandlung der Biokohle als RückstandEbiocharEbiochar +co – productsEco – products in anderen Fällen

[47]

Dabei gilt:

Ebiochar	=	chemische Energie in der Biokohle in Megajoule pro kg [MJ/kg] erzeugter Biokohle, bewertet anhand von Labortests auf der Grundlage des unteren Heizwerts;
co – products	=	Index der energiehaltigen Nebenprodukte des Biokohleproduktionsprozesses. Outputs aus dem Prozess, die aus der Anlage ausgeführt werden, um anderweitig genutzt zu werden, und die mindestens 10 % der Gesamtenergie in allen Outputs des Prozesses enthalten, sind Nebenprodukte. Aus der Anlage ausgeführter Strom sowie ebensolche Nutzwärme und chemische Energie enthaltende Materialien (bewertet auf der Grundlage des unteren Heizwerts) werden als Nebenprodukte behandelt, wenn sie diese Bedingungen erfüllen. Strom oder Wärme, der bzw. die im Rahmen der Tätigkeit genutzt wird, einschließlich zum Trocknen von Biomasse, wird nicht als aus der Anlage ausgeführt gezählt und ist daher kein Nebenprodukt. Nebenprodukte, die vor der Ausfuhr aus der Anlage weiterverarbeitet werden, werden auf der Grundlage ihres Energiegehalts vor dieser zusätzlichen Verarbeitung einbezogen. Outputs ohne Heizwert (z. B. Asche) oder zur Entsorgung bestimmte Outputs werden bei der Zuweisungsberechnung nicht berücksichtigt;
Eco – products	=	bei materiellen Nebenprodukten handelt es sich um die chemische Energie in jedem Nebenprodukt in MJ/kg erzeugter Biokohle, bewertet durch Labortests auf der Grundlage des unteren Heizwerts. Im Falle von Strom und Wärme als Nebenprodukte handelt es sich um die Menge an Strom oder Nutzwärme, die außerhalb der Tätigkeit an ein Netz, ein Netzwerk oder einen Nutzer geliefert wird, wobei Nutzwärme als Wärme definiert ist, die zur Deckung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugt wird (vgl. Anhang V Teil C Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001).

2.2.5.4.1.

Emissionen aus der Biokohle-Anlage

Die mit der Biokohle-Produktionsanlage verbundenen Emissionen GHG_biochar, einschließlich jeglicher Emissionen im Zusammenhang mit der Aufbereitung und Verpackung von Biokohle, werden anhand der Gleichung [48] berechnet.

GHGfacility GHGbio + GHGbio – storage + GHGcombustion + CH4release + GHGelec + GHGheat + GHGcapital + GHGdisposal

[48]

Dabei gilt: GHG_bio bezeichnet die mit der Erzeugung und Lieferung von Biomasse und Biomasse-Brennstoffen, die in der Biokohle-Produktionsanlage verwendet wird bzw. werden, verbundenen Emissionen, berechnet anhand der Gleichung [49].

GHGbio fuels Qbiomass × EFbiomass

[49]

Dabei gilt:

Qbiomass	=	Menge der im Zertifizierungszeitraum durch die Biokohle-Produktionsanlage verbrauchten Biomasse oder Biomasse-Brennstoffe, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, ohne jegliche Verunreinigung durch Nichtbiomasse (z. B. Boden, Steine);
EFbiomass	=	Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.3.

GHGbio – storage bezeichnet die CH₄-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Biokohle-Produktionsanlage. Diese Emissionen werden für jede Menge von Ausgangsstoffen einer bestimmten Art berechnet, die zur selben Zeit geerntet oder gesammelt und auf dieselbe Weise gelagert werden. GHGbio – storage nimmt für eine Menge von Ausgangsstoffen den Wert 0 an, wenn für die gesamte verwendete Biomasse eines oder mehrere der folgenden Verfahren angewandt werden:

(a)

Biomasse, die zur Verwendung bei der Erzeugung von Biokohle gelagert wird, besteht aus Totholz, das auf natürliche Weise gut belüftet ist;

(b)

die Biomasse wird in einer Form gelagert, bei der sie nicht unbedingt auf natürliche Weise belüftet sein muss,

i)

die Biomasse wird für einen Zeitraum von höchstens vier Wochen vor der Verarbeitung gelagert oder

ii)

die Biomasse wird bei höchstens 30 % Restfeuchtigkeit gelagert;

(c)

die Biomasse wird für die Lagerung pelletiert;

(d)

die Betreiber weisen auf andere Weise nach, dass die Biomasse auf eine Art und Weise gelagert wird, bei der erhebliche Methanemissionen aus der anaeroben Zersetzung durch die Art des Ausgangsstoffs und die örtlichen Bedingungen verhindert werden.

Andernfalls wird GHGbio – storage anhand der Gleichung [50] berechnet.

GHGbio – storage feedstock 1,335×0,0013× Qfeedstock × Cfeedstock × Tstorage – 1 × GWPCH4

[50]

Dabei gilt:

Qfeedstock	=	Menge des Ausgangsstoffs, die für mehr als vier Wochen unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird;
Cfeedstock	=	Kohlenstoffgehalt des Ausgangsstoffs, ausgedrückt als Massenanteil;
Tstorage	=	Zeit in Monaten, während der der Ausgangsstoff unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird;
Ausgangsstoff	=	Index der verbrauchten Ausgangsstoffe;
GWPCH4	=	Treibhauspotenzial von Methan in einem Zeitraum von 100 Jahren;
0,0013	=	angenommener monatlicher anteiliger Verlust von Biomasse-Kohlenstoff bei der Speicherung;
1,335	=	Massenverhältnis eines Methanmoleküls zu einem Kohlenstoffatom.

GHG_combustion bezeichnet Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, einschließlich CH₄- und N₂O-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse, Biogas und flüssigen Biobrennstoffen zur Energiegewinnung, unabhängig davon, ob sie von außerhalb der Anlage eingespeist wurde bzw. wurden oder als Nebenprodukt aus dem Prozess hervorgeht bzw. hervorgehen, berechnet anhand der Gleichung [51].

GHGcombustion fuels Qfuel × EFfuel + CO2stored,fossil

[51]

Dabei gilt:

Qfuel	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, einschließlich jedes Materials auf fossiler Kohlenstoffbasis im Input, das zu CO2 verbrannt wird, im Falle gemischter biogener und nicht biogener Ausgangsstoffe;
EFfuel	=	Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4;
CO2stored,fossil	=	minus die Menge des an einem Standort abgeschiedenen und dauerhaft gespeicherten fossilen CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen Biokohle-Produktionsanlage;
Brennstoffe	=	Index der verbrauchten Brennstoffe.

CH4release bezieht sich auf alle Emissionen von Methan in die Atmosphäre, die bei der Erzeugung von Biokohle entstehen. CH₄-Emissionen werden während des ersten Zertifizierungszeitraums im Abstand von mindestens einem Drittel des Zertifizierungszeitraums mindestens zweimal pro Produktionseinheit gemessen und in Gramm Methanemissionen pro Kilogramm erzeugter Biokohle angegeben. Das Zertifizierungssystem kann die Anforderungen an die Probenahme von Methan weiter spezifizieren und Leitlinien für die konservative Ableitung von Methanemissionen aus damit zusammenhängenden Messungen wie denen von Kohlenwasserstoffen oder CO bereitstellen. Stimmen diese Messungen überein, kann der Mittelwert der Messungen als charakteristisch für die Produktionseinheit angesehen werden. Die CH₄-Emissionsmessungen gelten als übereinstimmend, wenn entweder

(a)

beide Messungen zeigen, dass nur Spuren von CH₄ emittiert werden, definiert als CH₄-Emissionen in einer Höhe, die sich bei Fortsetzung über den gesamten Zertifizierungszeitraum auf weniger als 1 % der CR_total belaufen würde, und ausgedrückt in t CO₂-Äq auf der Grundlage des GWP 100, oder

(b)

der gemessene Wert für die beiden Messungen ähnlich ist, d. h. der höhere der beiden gemessenen Werte nicht mehr als 40 % über dem niedrigeren gemessenen Wert liegt.

Stimmen die Messungen nicht überein, sind zusätzliche Messungen durchzuführen, bis eine zuverlässige Schätzung der durchschnittlichen CH₄-Emissionen vorliegt. Werden mehr als nur Spuren von CH₄-Emissionen festgestellt, muss der Anlagenbetreiber einen Plan zur Reduzierung von CH₄ ausarbeiten und umsetzen, um diese Emissionen, die im folgenden Zertifizierungszeitraum erneut gemessen werden, zu beseitigen. Wenn sich zeigt, dass nur Spuren von CH₄ emittiert werden, kann dieser gemessene Wert für die folgenden fünf Jahre als repräsentativ für diese Produktionseinheit angesehen werden; im Anschluss sind die CH₄-Emissionen erneut zu messen. GHG_elec bezeichnet die Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet anhand der Gleichung [52].

GHGelec electricity source Qelec × EFelec

[52]

Dabei gilt:

Qelec	=	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFelec	=	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1;
electricity source	=	ein Index für alle Stromquellen.

GHG_heat bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet anhand der Gleichung [53].

GHGheat heat source Qheat × EFheat

[53]

Dabei gilt:

Qheat	=	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum für den Biokohleproduktionsprozess verbrauchten Nutzwärme, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFheat	=	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2;
Wärmequelle	=	Index aller genutzten externen Wärmequellen.

GHG_capital bezeichnet Kapitalgüteremissionen aus dem Bau und der Installation der Biokohle-Produktionsanlage und wird im Einklang mit den Grundsätzen gemäß Abschnitt 2.3.5 berechnet. GHG_disposal bezeichnet Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die in der Biokohle-Produktionsanlage entstehen. Darunter fallen Emissionen, die mit der Versorgung mit Energie und Inputs verbunden sind, die bei der Abfallentsorgung verbraucht werden, sowie alle anderen mit dem Entsorgungsprozess verbundenen Treibhausgasemissionen, einschließlich N₂O- und/oder CH₄-Emissionen aufgrund der aeroben oder anaeroben Zersetzung der biogenen Abfälle. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien festlegen, um es den Betreibern zu ermöglichen, die Emissionen aus der Abfallentsorgung zu schätzen, wenn eine direkte Messung zu aufwendig wäre, und die Betreiber können Standardwerte für Entsorgungsemissionen anwenden, wenn diese vom Zertifizierungssystem für bestimmte Tätigkeitsarten vorgesehen sind.

2.2.5.5.

Emissionen aus Inputs

Im Fall von Inputs – einschließlich Chemikalien, aber ausgenommen Kapitalgüteremissionen, die durch die Biokohle-Produktionsanlage verbraucht werden – mit Ausnahme von Brennstoffen, die unter den Term GHG_combustion fallen, werden die Emissionen, die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbunden sind, anhand der Gleichung [54] berechnet.

GHGinputs inputs Qinput × EFinput

[54]

Dabei gilt:

Qinput	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFinput	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4.

Der Betreiber kann eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von 2% × CRtotal ersetzen (siehe Abschnitt 2.2.3), d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der erwarteten verbundenen Emissionen die Gleichung [55].

inputs Qinput × EFinput 2% × CRtotal

[55]

2.2.5.5.1.

CO₂-Abscheidung in der Biokohle-Produktionsanlage

Wird die Abscheidung von biogenem CO₂ in der Biokohle-Produktionsanlage umgesetzt, so wird dies nicht als negative Emission auf GHG_associated angerechnet, sondern kann für eine Zertifizierung als CO₂-Entnahmetätigkeit im Rahmen von BioCCS-Tätigkeiten berücksichtigt werden.

2.2.5.6.

Überwachung und Berichterstattung

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 7 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen. Wird eine Biokohlemenge in einem Zertifizierungszeitraum erzeugt, aber in einem späteren Zertifizierungszeitraum eingebracht oder zugesetzt, so werden die mit dieser Biokohlemenge verbundenen Emissionen und Entnahmen im späteren Zertifizierungszeitraum erfasst.

Tabelle 7

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[45], [46]	GHGbiochar	t CO2-Äq	Emissionen im Zusammenhang mit dem Betrieb der Biokohle-Anlage	Berechnet anhand der Gleichung [46]
[46], [47]	Falloc	%	Zuweisungsanteil von Biokohle	Berechnet anhand der Gleichung [47]
[46], [48]	GHGfacility	t CO2-Äq	Gesamte THG-Emissionen aus Betrieb und Bau der Biokohle-Produktionsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [48]
[46], [54]	GHGinputs	t CO2-Äq	Gesamte mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [54]
[47]	Ebiochar	MJ/kg erzeugte Biokohle	Chemische Energie in der Biokohle	Zu überwachen
[47]	Eco – products	MJ/kg erzeugte Biokohle	Chemische Energie in jedem Nebenprodukt bei wesentlichen Nebenprodukten	Zu überwachen
[48], [49]	GHGbio	t CO2-Äq	Mit der Erzeugung von und der Versorgung mit Biomasse und Biomasse-Brennstoffen, die in der Biokohle-Produktionsanlage verwendet wird bzw. werden, verbundene THG-Emissionen	Berechnet anhand der Gleichung [49]
[48], [50]	GHGbio – storage	t CO2-Äq	CH4-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Biokohle-Produktionsanlage.	Berechnet anhand der Gleichung [50]
[48], [51]	GHGcombustion	t CO2-Äq	Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, einschließlich CH4- und N2O-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse und Biomasse-Brennstoffen zur Energiegewinnung	Berechnet anhand der Gleichung [51]
[48]	CH4release	t CO2-Äq	Menge des aus dem Biokohleproduktionsprozess emittierten Methans	Zu überwachen
[48], [52]	GHGelec	t CO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [52]
[48], [53]	GHGheat	t CO2-Äq	Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Biokohle-Produktionsanlage	Berechnet anhand der Gleichung [53]
[48], [73]	GHGcapital	t CO2-Äq	Kapitalgüteremissionen	Berechnet anhand der Gleichung [73]
[48]	GHGdisposal	t CO2-Äq	Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die in der Biokohle-Produktionsanlage entstehen	Gegebenenfalls zu überwachen
[49]	Qbiomass	[Geeignete Einheit]	Menge der für die Erzeugung von Biokohle verbrauchten Biomasse und/oder Biomasse-Brennstoffe	Zu überwachen
[49]	EFbiomass	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für diese Biomasse und/oder diese Biomasse-Brennstoffe
[50]	Qfeedstock	[Geeignete Einheit]	Menge des Ausgangsstoffs, die für mehr als vier Wochen unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird	Gegebenenfalls zu überwachen
[50]	Cfeedstock	%	Kohlenstoffgehalt in diesem Ausgangsstoff	Gegebenenfalls zu überwachen
[50]	Tstorage	Monate	Zeit, während der der Ausgangsstoff unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird	Gegebenenfalls zu überwachen
[51]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[51]	EFfuel	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch
[51]	CO2stored,fossil	t CO2	Menge des an einem Standort abgeschiedenen und dauerhaft gespeicherten fossilen CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Biokohle-Produktionsanlage	Zu überwachen
[52]	Qelec	[Geeignete Einheit]	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms	Zu überwachen
[52]	EFelec	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch
[53]	Qheat	[Geeignete Einheit]	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme	Zu überwachen
[53]	EFheat	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch
[54]	Qinput	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs	Zu überwachen
[54]	EFinput	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den verbrauchten Input
[73], [74]	GHGmaterials	t CO2-Äq	Emissionen aus den für den Bau der Anlage verwendeten Materialien	Berechnet anhand der Gleichung [74]
[74]	Qmaterials	t	Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien	Zu überwachen
[74]	EFmaterials	t CO2-Äq/t Material	Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien

2.2.6.

Transport von Biokohle

Dieser Abschnitt enthält Regeln für die Quantifizierung der mit dem Transport von Biokohle verbundenen THG-Emissionen. Mit dem Transport von Biomasse oder Biomasse-Brennstoffen vom Ort der Ernte/Sammlung zur Biokohle-Produktionsanlage verbundene Emissionen fallen nicht unter diesen Abschnitt, sondern sind in Gleichung [49] in den Term GHG_bio einzubeziehen.

2.2.6.1.

Quantifizierung der mit dem Transport verbundenen Treibhausgasemissionen

Gemäß den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.4.5 werden die Treibhausgasemissionen, die mit dem Transport von Biokohle verbunden sind, GHG_transport, entweder auf der Grundlage konkreter Daten über den Brennstoffverbrauch anhand der Gleichung [56] berechnet oder auf der Grundlage der Fahrzeugeffizienzen und konkreter Daten über die vom Fahrzeug zurückgelegte Strecke anhand der Gleichung [57]. Die Betreiber dürfen für die verschiedenen Transportmodi unterschiedliche Ansätze anwenden, wobei GHG_transport als Summe der mit jedem Ansatz ermittelten Emissionen berechnet wird.

GHGtransport trips Qfuel × EFfuel

[56]

Dabei gilt:

Qfuel	=	verbrauchte Brennstoffmenge je Fahrt, einschließlich Leerfahrten, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4;
Fahrten	=	Index der unternommenen Fahrten.

GHGtransport O L1 KL × EFvehicle,loaded +RL1KL × EFvehicle,unloaded

[57]

Dabei gilt:

KL	=	jeweils zurückgelegte Strecke in Kilometern;
EFvehicle,loaded	=	CO2-Emissionen des beladenen Fahrzeugs je Kilometer, in t CO2-Äq/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden;
EFvehicle,unloaded	=	CO2-Emissionen des unbeladenen Fahrzeugs je Kilometer, in g CO2-Äq/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden. Sind keine Daten bzw. keine Standardwerte für das unbeladene Fahrzeug, aber ein Wert für EFvehicle,loaded verfügbar, so kann der Betreiber EFvehicle,unloadedEFvehicle,loaded setzen;
O	=	Gesamtzahl der Hinfahrten;
R	=	Gesamtzahl der leeren Rückfahrten;
L	=	Index der Fahrten.

2.2.6.2.

Überwachung und Berichterstattung

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 8 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 8

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[56],[57]	GHGtransport	tCO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Energieverbrauchs für den Transport von Biokohle	Berechnet anhand der Gleichung [56] oder [57]
[56]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[56]	EFfuel	tCO2-Äq	Emissionsfaktor für Brennstoffverbrauch
[57]	KL	km	Zurückgelegte Strecken	Zu überwachen
[57]	EFvehicle,loaded	tCO2-Äq/km	CO2-Emissionen der beladenen Transportfahrzeuge je Kilometer
[57]	EF vehicle,unloaded	gCO2-Äq/km	CO2-Emissionen der unbeladenen Transportfahrzeuge je Kilometer

2.2.7.

Einbringung von Biokohle

Dieser Abschnitt enthält Regeln für die Quantifizierung des dauerhaften Anteils der CO₂-Entnahmen, der durch die BCR-Tätigkeit erzeugt wird, sowie der THG-Emissionen im Zusammenhang mit der Einbringung von Biokohle in Böden oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten.

2.2.7.1.

Berechnung des dauerhaften Anteils

Der dauerhafte Anteil der Biokohle, F_perm, kann nach einem der nachstehend beschriebenen Ansätze berechnet werden. Die Betreiber dürfen für jede Produktionscharge individuell entscheiden, nach welchem Ansatz sie den dauerhaften Anteil berechnen; sie dürfen jedoch Elemente dieser beiden Ansätze nicht kombinieren, um die Dauerhaftigkeit einer einzigen Produktionscharge zu bewerten.

2.2.7.1.1.

Zufallsreflexionsbewertung

Betreiber, die diesen Ansatz anwenden, legen mindestens drei zufällige Stichproben jeder Biokohle-Produktionscharge für Zufallsreflexionsbewertungen in einem qualifizierten Labor vor. Die Reflexionsbewertung umfasst zwei analytische Elemente:

(a)

Ein Teil jeder Probe ist thermochemisch zu analysieren, um den reaktiven organischen Kohlenstoffanteil F_reactive zu bestimmen. Bei dieser Analyse wird die Probe erhitzt, um den Anteil des Materials zu ermitteln, der bei Erhitzung auf hohe Temperaturen thermisch zersetzt wird. Dabei muss das Labor eine Methodik anwenden, die mit bewährten Verfahren im Einklang steht. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Anforderungen an diese Laboranalyse festlegen.

(b)

Ein Teil jeder Probe ist unter einem Auflichtmikroskop zu analysieren, um den Zufallsreflexionsgrad des nicht reaktiven festen Anteils zu messen und den Anteil der Probe zu ermitteln, der eine Zufallsreflexion R_o von mindestens 2 % aufweist. Die Zertifizierungssysteme können den Betreiber dazu verpflichten, für diese Analyse eine spezifische Labormethode zu verwenden, die den neuesten wissenschaftlichen Erkenntnissen und bewährten Verfahren entsprechen sollte. Legt das jeweilige Zertifizierungssystem keine Methode fest, so wendet der Betreiber eine Labormethode an, die den nachstehenden Spezifikationen entspricht.

Bei der Analyse wird jede Probe so vorbereitet, dass zerkleinerte Partikel aus der Probe in ein Harz eingebettet werden, eine der Oberflächen des entstehenden Pellets geschliffen und poliert wird und die Reflexion durch 500 Punktmessungen pro Probe, die gleichmäßig verteilt auf der polierten Oberfläche erfolgen, bewertet wird. Unter Verwendung einer Kerndichteschätzung mit einem univariaten Gaußschen Kern ist eine Verteilung an diese Punktmessungen anzupassen, wobei die angepasste Funktion bei einer gegebenen Reihe gemessener R_o-Werte x₁, x₂, x₃, … , x₅₀₀ wie folgt definiert wird:

f̂x 1 500 h 500 i = 1 Kx – xih

[58]

Dabei gilt:

f̂x	=	die geschätzte Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion am Punkt x;
h	=	die Bandbreite, ein Glättungsparameter, der die Breite des Kerns bestimmt und als h0.9 × minσRo,IQR1,34 × 500– 0.2 zu berechnen ist, wobei es sich bei σRo um die Standardabweichung der Ro-Werte handelt und IQR für deren Interquartilbereich steht;
K(u)	=	die Gaußsche Kernfunktion Ku12πe–u22, wobei ux – xih.

Der Anteil des nicht reaktiven Materials mit einem R_o-Wert von mehr als 2 %, F_Ro>2 %, ist dann durch numerische Integration der angepassten Funktion unter Verwendung der zusammengesetzten Simpsonregel (1/3) zu berechnen, um den Wert des Integrals der Wahrscheinlichkeitsfunktion für R_o > 2 % zu schätzen.

FRo2% ∞ 2% f̂xdx

[59]

Der dauerhafte Anteil in jeder vorgelegten Biokohleprobe i ist dann wie folgt zu berechnen:

Fpermi 1 – Freactivei × FRo2%i

[60]

Für eine Reihe getesteter Proben n wird der geschätzte dauerhafte Anteil der beprobten Biokohle als arithmetisches Mittel der für jede Probe gemessenen dauerhaften Anteile berechnet:

Fperm n 1 Fpermi n

[61]

Für die Zwecke der in Abschnitt 2.3.6 vorgesehenen Unsicherheitsbewertung wird bei der Bewertung von F_perm anhand der Zufallsreflexionsmethode davon ausgegangen, dass die damit verbundene Unsicherheit gemäß der Gleichung [62] berechnet wird.

UncertaintyFperm 1,65×σRoψRo × n+2,5%

[62]

Dabei gilt:

σ Ro	=	die Standardabweichung des Mittelwerts von Ro für jede der n Proben;
ψ Ro	=	das arithmetische Mittel des Mittelwerts von Ro für jede der n Proben;
2,5 %	=	ein Konservativitätsfaktor.

2.2.7.1.2.

Zerfallsfunktion

Dieser Ansatz beruht auf der Anwendung einer Zerfallsfunktion, die durch das H/C_org-Verhältnis der Biokohle, das stets kleiner oder gleich 0,7 betragen muss, und die Jahresmitteltemperatur am Ort ihrer Einbringung oder ihres Zusetzens, d. h. die Bodentemperatur für die Einbringung in Böden und die Lufttemperatur für das Zusetzen zu Produkten, parametrisiert wird. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien oder standortspezifische Standardwerte für die Temperaturbewertung bereitstellen. Betreiber, die für die Bewertung der Dauerhaftigkeit auf diese Option zurückgreifen, verwenden das H/C_org-Verhältnis für die Biokohle und die erwartete Durchschnittstemperatur für den Ort der Einbringung oder des Zusetzens der Biokohle (Bodentemperatur im Falle der Einbringung und Lufttemperatur im Falle des Zusetzens), um F_perm anhand der Gleichung [63] unter Verwendung der entsprechenden Parameter m und c aus Tabelle 9 zu berechnen; dabei wird die Temperatur jeweils auf das nächste 5 °C-Intervall aufgerundet. Damit wird der nach 200 Jahren verbleibende Kohlenstoff auf der Grundlage der von Woolf et al. dokumentierten Zerfallsdaten (2021)⁽⁵⁾ geschätzt.

Fperm m ×HCorg + c

[63]

Dabei gilt:

H C org	=	Verhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge;
m	=	ein Parameter, der den linearen Teil der modellierten Beziehung zwischen dem Verhältnis H/Corg und der Dauerhaftigkeit beschreibt;
c	=	ein Parameter, der den konstanten Teil der modellierten Beziehung zwischen dem Verhältnis H/Corg und der Dauerhaftigkeit beschreibt.

Tabelle 9

Parameter für die Berechnung von F_perm

Temperatur (in °C)	m	C
5	–0,5	1,108
10	–0,650	1,001
15	–0,653	0,896
20	–0,636	0,829
25	–0,621	0,789

Für die Zwecke der in Abschnitt 2.3.6 geforderten Unsicherheitsbewertung wird bei der Bewertung von F_perm anhand der Zerfallsfunktionsmethode davon ausgegangen, dass die damit verbundene Unsicherheit Null entspricht, da die Zerfallsfunktion bereits als konservative Schätzungsgrundlage gilt.

2.2.7.2.

Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen

Die mit der Einbringung von Biokohle in Böden und/oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten an einem oder mehreren Einbringungs-/Zusetzorten verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [64] berechnet. Berücksichtigt werden nur Emissionen, die unmittelbar mit der Verwendung der Biokohle zusammenhängen. Wird Biokohle mit einem anderen Material vermischt – beispielsweise mit Dünger vor der Einbringung oder dem Zusetzen – so dürfen die mit der Erzeugung und Handhabung dieser zweiten Materialien verbundenen Emissionen nicht einbezogen werden, und die Emissionen aus der Einbringung oder dem Zusetzen sind auf Massebasis zuzuteilen. Das Zertifizierungssystem kann detaillierte Leitlinien für die Bewertung der verbundenen Treibhausgasemissionen für bestimmte Arten von Tätigkeiten bereitstellen.

GHGuse S FS × GHGbiochar site,S

[64]

Dabei gilt:

FS	=	Massenanteil der an jedem Standort verwendeten Biokohle aus der Tätigkeit an der Gesamtmasse der in Böden eingebrachten Bodenverbesserungsmittel oder des Materials, das Produkten zugesetzt wird. Die Gesamtmasse umfasst die Biokohle aus der Tätigkeit, jegliche Biokohle aus anderen Tätigkeiten, die zur Verwendung am selben Standort genutzt wird, sowie alle anderen Materialien, die mit der Biokohle vermischt sind;
GHGbiochar site,S	=	GHGbiochar site,S gemäß der Gleichung [65].

2.2.7.2.1.

Emissionen aus der Einbringung oder dem Zusetzen

Die mit der Einbringung oder dem Zusetzen an jedem Standort verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [65] berechnet.

GHGbiochar site GHGcombustion + GHGelec + GHGheat

[65]

Dabei gilt:

GHGcombustion	=	THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, auch von Fahrzeugen und mobilen Einrichtungen, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [66];
GHGelec	=	THG-Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [67];
GHGheat	=	THG-Emissionen aufgrund des Wärmeverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [68].

GHGcombustion fuels Qfuel × EFfuel	[66]
GHGelec electricity source Qelec × EFelec	[67]
GHGheat heat source Qheat × EFheat	[68]

Dabei gilt:

Qfuel	=	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit;
EFfuel	=	Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4;
Qelec	=	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2;
EFelec	=	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1;
Qheat	=	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2;
EFheat	=	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2.

Die Betreiber können für jede der Mengen Q_fuel, Q_elec und Q_heat Standardwerte pro Tonne eingebrachten oder zugesetzten Materials für bestimmte Einbringungs- oder Zusetzmethoden verwenden, sofern solche Standardwerte vom Zertifizierungssystem bereitgestellt werden.

2.2.7.3.

Überwachung und Berichterstattung

Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 10 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen” , so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen.

Tabelle 10

Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht

Gleichung	Parameter	Einheit	Definition	Anmerkungen
[44]	Qbiochar	t	Biokohlemenge in der Produktionscharge	Zu überwachen
[44]	Corg	%	Anteiliger Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge	Zu überwachen
[44], [61], [63]	Fperm	%	Der dauerhafte Anteil jeder Biokohleproduktionscharge, ermittelt entweder nach dem Ansatz der Zufallsreflexionsbewertung oder dem Zerfallsfunktionsansatz	Berechnet anhand der Gleichung [61] oder der Gleichung [63].
[59]	FRo2%	%	Anteil nicht reaktiver Biokohle in einer Probe mit einer Zufallsreflexion von mehr als 2 %	Zu überwachen
[63]	H C org	Dimensionslos	Verhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge. Das Verhältnis HCorg ist für jede Produktionscharge zu messen.	Zu überwachen
[64]	GHGuse	t CO2-Äq	Mit der Einbringung von Biokohle in Böden oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten an einem oder mehreren Einbringungs-/Zusetzorten verbundene THG-Emissionen	Zu überwachen
[64]	FS	%	Massenanteil der an jedem Standort verwendeten Biokohle aus der Tätigkeit an der Gesamtmasse der in Böden eingebrachten Bodenverbesserungsmittel oder des Materials, das Produkten zugesetzt wird.	Zu überwachen
[64], [65]	GHGbiochar site,S	t CO2-Äq	Mit dem Energieverbrauch und dem Betrieb verbundene THG-Emissionen bei der Einbringung oder dem Zusetzen der Biokohle oder der Biokohle enthaltenden Matrix	Berechnet anhand der Gleichung [65]
[65], [66]	GHGcombustion	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens	Berechnet anhand der Gleichung [66]
[65], [67]	GHGelec	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens	Berechnet anhand der Gleichung [67]
[65], [68]	GHGheat	t CO2-Äq	THG-Emissionen aufgrund des Wärmeverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens	Berechnet anhand der Gleichung [68]
[66]	Qfuel	[Geeignete Einheit]	Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs	Zu überwachen
[66]	EFfuel	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch
[67]	Qelec	[Geeignete Einheit]	Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms	Zu überwachen
[67]	EFelec	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Stromverbrauch
[68]	Qheat	[Geeignete Einheit]	Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme	Zu überwachen
[68]	EFheat	t CO2-Äq/Einheit	Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch

2.3.

Gemeinsame Quantifizierungselemente

2.3.1.

Vollständigkeit und Wesentlichkeit

Die Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen muss vollständig sein und alle Prozess- und Verbrennungsemissionen aus allen wesentlichen Emissionsquellen und Stoffströmen umfassen, die zu den dauerhaften CO₂-Entnahmetätigkeiten gehören, sowie alle anderen relevanten Emissionen. Ermittelt ein Betreiber oder eine Zertifizierungsstelle Emissionen aus einer mit einer Tätigkeit verbundenen Quelle oder Gruppe von Quellen, die zwar wesentlich ist, aber nicht unter die vorliegende Methodik fällt, so stellt der Betreiber sicher, dass diese Emissionen in die Berechnung der verbundenen THG-Emissionen einbezogen werden. Sofern nicht anders angegeben, müssen alle in diesen Regeln genannten Emissionsquellen bewertet und in die Berechnung von GHG_associated einbezogen werden, auch wenn sie die hier beschriebene Wesentlichkeitsschwelle nicht erreichen. Es gibt zwei mögliche Ausnahmen von diesem Grundsatz, bei denen eine Wesentlichkeitsbewertung durchgeführt werden kann und als unterhalb der Wesentlichkeitsschwelle liegend eingestufte Emissionen nicht direkt bewertet werden müssen. Bei diesen Fällen handelt es sich um Kapitalgüteremissionen (Abschnitt 2.3.5) und Input-Emissionen (Abschnitte 2.1.5.2.2, 2.1.6.3.2 und 2.1.8.4.2). Eine Wesentlichkeitsbewertung kann, wie oben erwähnt, auch erforderlich sein, wenn der Betreiber oder die Zertifizierungsstelle Emissionen aus einer Quelle ermittelt hat, die mit der Tätigkeit in Verbindung steht, aber in der vorliegenden Methodik nicht ausdrücklich genannt wird. Ist eine Wesentlichkeitsbewertung für eine bestimmte Emissionsquelle oder Gruppe von Emissionsquellen erforderlich, so muss der Betreiber der Zertifizierungsstelle eine Schätzung des potenziellen Emissionsspektrums während des mit dieser Quelle verbundenen Tätigkeitszeitraums vorlegen. Belaufen sich die Emissionen am oberen Ende dieses Spektrums auf 2 % oder mehr der während des Tätigkeitszeitraums gelieferten oder voraussichtlich gelieferten Brutto-CO₂-Entnahmen, so gelten die Emissionen aus dieser Quelle als potenziell wesentlich und müssen direkt bewertet werden. Bei der Zertifizierungsprüfung führen die Betreiber die Wesentlichkeitsbewertung auf der Grundlage der während des Tätigkeitszeitraums erwarteten Emissionen und Entnahmen durch, und die Grundlage für die Schlussfolgerung, dass etwaige Emissionen nicht wesentlich sind, ist im Tätigkeitsplan zu beschreiben. Bei Rezertifizierungsprüfungen bewertet die Zertifizierungsstelle, ob eine erhebliche Abweichung von den bei der Zertifizierungsprüfung angegebenen Betriebsbedingungen vorliegt. Wird eine solche Abweichung festgestellt, so führen die Betreiber die Wesentlichkeitsbewertung erneut durch.

2.3.2.

Nettoverbrauch an Nutzwärme oder Strom

Jede energetische Verwertung, die sich aus Prozesskonfigurationen ergibt, kann zu einer Verringerung des zusätzlichen Nettoverbrauchs einer bestimmten Energieart oder zu einer Verlagerung der Nettonachfrage von einer Energieart auf eine andere führen. Daher müssen die Betreiber bei der Berechnung des Nettostromverbrauchs oder des Nettonutzwärmeverbrauchs die gesamte Veränderung der Nachfrage nach der Durchführung solcher Rückgewinnungsverfahren bewerten. Bei der Berechnung des Nettoverbrauchs werden der Strom und die Wärme, der bzw. die am Standort in der Abscheidungsanlage, am Speicherstandort oder für die Transportinfrastruktur erzeugt und verbraucht wird, nicht berücksichtigt. Emissionen im Zusammenhang mit Strom oder Wärme, der bzw. die am Standort in einer Anlage erzeugt wird, sind getrennt durch Berücksichtigung des verbrauchten Brennstoffs zu verbuchen. Die gesamte Veränderung der Nachfrage entspricht der Differenz zwischen der Strom- oder Wärmemenge, die von außerhalb der Anlage zur direkten Nutzung durch die Tätigkeit eingeleitet wird, und der Menge an Strom oder Wärme, die für andere Verwendungszwecke aus der Anlage geleitet wird und die aus Prozessen gewonnen wurde, die unmittelbar für die Tätigkeit erforderlich sind, einschließlich nachgelagerter Prozesse wie CO₂-Verflüssigung. Bei der Berechnung des Nettostromverbrauchs oder des Nettonutzwärmeverbrauchs dürfen keine Wärme und kein Strom berücksichtigt werden, die bzw. der speziell für die Ausfuhr aus der Anlage erzeugt und nicht aus einem notwendigen Prozess gewonnen wird. Liegt die Nettomenge der verbrauchten Wärme oder des verbrauchten Stroms unter der Bruttomenge und stammt diese Wärme oder dieser Strom aus mehr als einer Quelle, so wird der Nettoverbrauch aus jeder Quelle proportional wie folgt berechnet:

Qheatelec,net,source Qheatelec,gross,source ×sourcesQheatelec,net,sourcesourcesQheatelec,gross,source

[69]

Dabei gilt:

Qheatelec,gross,source	=	Bruttomenge an Strom oder Nutzwärme aus einer bestimmten Quelle, die im Zertifizierungszeitraum verbraucht wurde;
sources	=	Index der Wärme- oder Stromquellen.

Im Falle eines Nettoanstiegs der Verfügbarkeit einer Energieart infolge der energetischen Verwertung kann die Menge (Q_heat oder Q_elec) als negativer Wert gemeldet werden. Die Betreiber stellen sicher, dass alle oben genannten negativen Mengen durch korrekte Annahmen zu den betreffenden Prozessen belegt werden. Ist einer oder sind beide der für ein Prozesselement berechneten Terme Q_heat und Q_elec negativ, nimmt der zugehörige Emissionsfaktor (EF_heat oder EF_elec) den Wert 0 an (d. h. die Terme GHG_heat oder GHG_elec sind niemals negativ).

2.3.3.

Zusätzlicher Biomasseverbrauch

Der zusätzliche Biomasseverbrauch bezieht sich auf Biomasse, Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die speziell zur Bereitstellung von Energie für die CO₂-Abscheidung verbraucht wird bzw. werden. Wird Wärme aus einem bestehenden, auf Biomasse basierenden Prozess zurückgewonnen, dessen Hauptzweck nicht in der Erzeugung von Wärme oder Strom besteht, und wird sie von der Abscheidungsanlage genutzt, so wird dies nicht als Form des zusätzlichen Biomasseverbrauchs behandelt und stattdessen anhand eines Emissionsfaktors für die verbrauchte Wärme gemäß Abschnitt 2.3.4.3 bewertet.

2.3.3.1.

Bioenergieanlagen, die ausschließlich Strom erzeugen

Wird CO₂ in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der ausschließlich Strom erzeugt wird, und wird ein Teil dieses eigenen Stroms für die CO₂-Abscheidung verbraucht, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Q_biomass auf der Grundlage der Nettomenge des verbrauchten Eigenstroms anhand von Gleichung [70] berechnet.

Qbiomass Qelec η elec

[70]

Dabei gilt:

Qelec	=	der Nettoverbrauch an eigenem Strom;
η elec	=	elektrischer Wirkungsgrad der Anlage, definiert als der im Zertifizierungszeitraum erzeugte Strom, einschließlich des für die CO2-Abscheidung verbrauchten Stroms, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts.

2.3.3.2.

Bioenergieanlagen, die ausschließlich Wärme erzeugen

Wird CO₂ in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der ausschließlich Wärme erzeugt wird, und wird ein Teil dieser Eigenwärme für die CO₂-Abscheidung verbraucht, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Q_biomass auf der Grundlage der Nettomenge der verbrauchten Eigenwärme anhand der Gleichung [71] berechnet.

Qbiomass Qheat η heat

[71]

Dabei gilt:

Qheat	=	der Nettoverbrauch an Eigenwärme;
η heat	=	Wärmewirkungsgrad der Anlage, definiert als die im Zertifizierungszeitraum erzeugte Wärme, einschließlich der für die CO2-Abscheidung verbrauchten Wärme, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts.

2.3.3.3.

Bioenergieanlagen, die eine Mischung aus Wärme und Strom erzeugen

Wird CO₂ in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der sowohl Strom als auch Wärme erzeugt wird, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Q_biomass auf der Grundlage der verbrauchten Nettomenge des Eigenstroms und der Eigenwärme anhand der Gleichung [72] berechnet, wobei der Wert von Q_biomass > 0 ist.

Qbiomass Celec × Qelec + Cheat × Qheat Celec × ηelec + Cheat × ηheat

[72]

Dabei gilt:

Qelec	=	der Nettoverbrauch an eigenem Strom;
η elec	=	der elektrische Wirkungsgrad der Anlage unter typischen Betriebsbedingungen. Dieser kann entweder als der im Zertifizierungszeitraum erzeugte Strom, einschließlich des für die CO2-Abscheidung verbrauchten Stroms, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts berechnet oder für den gesamten Tätigkeitszeitraum auf der Grundlage der technischen Dokumentation (Auslegungswerte) der Anlage festgelegt werden;
Qheat	=	der Nettoverbrauch an Eigenwärme;
η heat	=	der Wärmewirkungsgrad der Anlage unter typischen Betriebsbedingungen. Dieser kann entweder als die im Zertifizierungszeitraum erzeugte Wärme, einschließlich der für die CO2-Abscheidung verbrauchten Wärme, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts berechnet oder für den gesamten Tätigkeitszeitraum auf der Grundlage der technischen Dokumentation (Auslegungswerte) der Anlage festgelegt werden;
Celec	=	der auf 1 festgesetzte Exergieanteil im Strom;
Cheat	=	Carnot-Wirkungsgrad (Exergieanteil in der Nutzwärme), definiert als CheatTheat – T0Theat, wobei Theat die Durchschnittstemperatur der verbrauchten Wärme in K (Kelvin) ist und T0 273,15 K beträgt.

Die beiden Parameter η_elec und η_heat müssen einheitlich festgelegt werden, entweder beide durch Berechnung oder beide unter Bezugnahme auf die technische Dokumentation. Beruhen die Werte auf technischer Dokumentation, so müssen sie auf derselben Grundlage festgelegt werden, wie wenn sie berechnet würden (d. h. jeweils der erwartete Strom- bzw. Wärme-Output geteilt durch den erwarteten Brennstoffverbrauch unter repräsentativen Betriebsbedingungen), und die Zertifizierungsstelle muss überprüfen, ob die verwendeten Werte im Nennbetrieb der Anlage durchgängig erreichbar sind und ob die Betriebsbedingungen, die zur Festlegung der Werte verwendet werden, die Art des tatsächlichen Betriebs der Anlage angemessen widerspiegeln.

2.3.4.

Emissionsfaktoren

2.3.4.1.

Strom

Der bei der Berechnung der mit dem Nettostromverbrauch (EF_elec) verbundenen Emissionen angewandte Emissionsfaktor ist gemäß Teil A Nummern 5 und 6 des Anhangs der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission⁽⁶⁾ zu berechnen. Abweichend von Absatz 1 gilt:

(a)

Der Berechnungszeitraum für den Stromemissionsfaktor kann kürzer als ein Kalenderjahr sein und sich über Teile von zwei Kalenderjahren erstrecken; der Zertifizierungszeitraum umfasst nur einen Teil von einem oder zwei Kalenderjahren:

(i)

Fällt der Zertifizierungszeitraum vollständig in ein einziges Kalenderjahr, so wird der Stromemissionsfaktor entweder auf der Grundlage der Daten für den genauen Zertifizierungszeitraum oder auf der Grundlage von Daten für das gesamte Kalenderjahr berechnet;

(ii)

erstreckt sich der Zertifizierungszeitraum über zwei Kalenderjahre, so wird für den in jedem dieser Kalenderjahre verbrauchten Strom entweder auf der Grundlage von Daten für den genauen Teil des Zertifizierungszeitraums, der in die beiden Jahre fällt, oder auf der Grundlage von Daten für die gesamten Kalenderjahre ein Emissionsfaktor berechnet;

(b)

für jede Tätigkeit auf der Grundlage einer neuen Abscheidungsanlage oder Biokohle-Produktionsanlage, für die eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wird, mit deren Bau spätestens am 31. Dezember 2029 begonnen wurde und für die der Betreiber mit der Begründung, dass der Strom vollständig erneuerbar ist, einen Emissionsfaktor von Null für verbrauchten Strom geltend macht, kann diese zeitliche Korrelation, wenn der Betreiber eine zeitliche Korrelation zwischen dem Verbrauch und der Erzeugung des Stroms aus erneuerbaren Quellen nachweisen muss, bis zum 31. Dezember 2044 oder bis zum Ende des ersten Tätigkeitszeitraums, je nachdem, welcher Zeitpunkt früher liegt, auf jährlicher Basis anstatt auf Stundenbasis bewertet werden.

Die Betreiber können den Ansatz für die Zuordnung der Treibhausgasemissionswerte zum Strom für jede Quelle des verbrauchten Stroms unabhängig wählen, d. h., sie müssen nicht denselben Ansatz für die Festlegung des Emissionsfaktors für den an verschiedenen Standorten verbrauchten Strom verwenden. Die Zertifizierungssysteme können Listen aktueller Werte für die Intensität der strombedingten Emissionen auf Ebene der Gebotszonen bereitstellen. Bei Nettostromexport (mit negativem Q_elec-Wert) ist der Emissionsfaktor Null.

2.3.4.2.

Wärme

Bei der Berechnung der Emissionen im Zusammenhang mit dem Nettowärmeverbrauch werden die folgenden Emissionsfaktoren angewandt:

(a)

für Wärme, die aus einem Prozess gewonnen wird, der Teil der Tätigkeit ist: Es gibt keine zusätzlichen Emissionen;

(b)

für Wärme, die bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe erzeugt wird: Lebenszyklus-Emissionsfaktoren für die Versorgung mit und die Verbrennung von fossilen Brennstoffen, die in der neuesten Fassung der Unterlage der Gemeinsamen Forschungsstelle „Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation” ⁽⁷⁾ (Definition von Eingabedaten zur Bewertung der THG-Standardemissionen von Biokraftstoffen in den EU-Rechtsvorschriften) festgelegt sind, geteilt durch den thermischen Wirkungsgrad des Wärmeerzeugungsprozesses;

(c)

für Wärme, die aus Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen erzeugt wird, es sei denn, es handelt sich um den Verbrauch von Eigenwärme durch eine Anlage, die CO₂ aus dem Biomasseverbrauch für die Energieerzeugung abscheidet: Emissionsfaktoren für die Versorgung mit und die Verbrennung (ohne CO₂ aus der Verbrennung) der verwendeten Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, berechnet gemäß Anhang VI der Richtlinie (EU) 2018/2001, geteilt durch den thermischen Wirkungsgrad des Wärmeerzeugungsprozesses;

(d)

für Wärme, die aus erneuerbaren Quellen, bei denen es sich nicht um Biomasse handelt, erzeugt wird: Der Emissionsfaktor ist gleich Null;

(e)

für Wärme aus der Kernenergieerzeugung: Der Emissionsfaktor ist gleich Null;

(f)

für Wärme, die aus einem Prozess zurückgewonnen wird, aus dem bis höchstens drei Monate vor Beginn der Tätigkeit keine Wärme zurückgewonnen wurde: Der Emissionsfaktor ist gleich Null;

(g)

für Wärme, die aus einem Prozess zurückgewonnen wird, aus dem bereits Wärme zurückgewonnen wurde, oder aus einem neuen Prozess, d. h. einem Verfahren, das weniger als sechs Monate vor Beginn der Tätigkeit aufgenommen wurde und das nicht unmittelbar mit der Tätigkeit in Zusammenhang steht: Der Emissionsfaktor entspricht dem EU-EHS-Benchmarkwert für Wärme;

(h)

für Wärme, die aus einem Wärmenetz geliefert wird: Der Emissionsfaktor entspricht dem EU-EHS-Benchmarkwert für Wärme.

Bei Nettowärmeexport (mit negativem Q_heat-Wert) ist der Emissionsfaktor Null.

2.3.4.3.

Biomasse

Wenn Biomasse, Biokraftstoffe⁽⁸⁾, flüssige Biobrennstoffe⁽⁹⁾ oder Biomasse-Brennstoffe⁽¹⁰⁾, die die Nachhaltigkeitsanforderungen gemäß Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen, für eine Tätigkeit verbraucht werden (siehe Abschnitte 2.1.6.3.1 und 2.2.5.4.1), wird jegliches CO₂, das durch chemische Prozesse aus den darin enthaltenen Kohlenstoffatomen erzeugt wird, mit einem CO₂-Emissionsfaktor von Null berücksichtigt, wobei jedoch die Emissionen aus der Lieferkette für die Bereitstellung der Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe und alle Nicht-CO₂-Emissionen im Zusammenhang mit der Verbrennung von Biomasse (hauptsächlich CH₄ und N₂O) zu berücksichtigen sind. Der Emissionsfaktor, der bei der Berechnung der Emissionen in der Lieferkette im Zusammenhang mit dem Verbrauch von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen für die Tätigkeit angewandt wird, wird gemäß den in den Anhängen V und VI der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Vorschriften für die Berechnung der mit dem Angebot von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen verbundenen Treibhausgasemissionen ermittelt, wobei die Emissionen, denen die in diesen Anhängen definierten Terme e_ec, e_l und e_p zugeordnet sind, bis zu dem Ort des Verbrauchs berücksichtigt werden, zuzüglich der Emissionen im Zusammenhang mit dem Transport (siehe nächster Absatz); dabei werden die Emissionen erforderlichenfalls von Emissionen je von einer Bioenergieanlage erzeugter Energieeinheit in Emissionen je Einheit verbrauchter Rohstoffe umgerechnet. Wie auch in der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegt, belaufen sich die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen und Reststoffen bis zur Sammlung dieser Materialien auf Null. Bei Siedlungsabfällen, Gebrauchtholzabfällen und Klärschlamm beginnt der „Sammlungsprozess” für die Zwecke der Emissionsberechnung gemäß der Verordnung (EU) 2024/3012 erst dann, wenn das Material zur Anlage geliefert wird, in der die CO₂-Abscheidungstätigkeit durchgeführt wird (z. B. in einer Anlage zur energetischen Verwertung). Für den Transport der Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe zur Abscheidungsanlage werden die Emissionen auf der Grundlage der tatsächlich zurückgelegten Strecke und des tatsächlich eingesetzten Verkehrsträgers berechnet, wobei die für den Term e_td aufgeführten disaggregierten Standardemissionsfaktoren nicht verwendet werden dürfen. In Bezug auf Emissionen infolge von indirekten Landnutzungsänderungen (ILUC) verhindern die in Abschnitt 4.3.1 festgelegten Anforderungen einen Anstieg des Verbrauchs von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen oder von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierten Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen zur Versorgung mit Wärme oder Strom am Standort, die für den CO₂-Abscheidungsprozess verwendet werden, und daher nehmen die ILUC-Emissionen den Wert 0 an. Zertifizierungssysteme können Leitlinien für die Berechnung von Ausgangsstoffen bereitstellen, für die in den Anhängen der Richtlinie (EU) 2018/2001 keine disaggregierten Standardwerte angegeben sind.

2.3.4.4.

Inputs und Brennstoffe

Erfordern die Quantifizierungsvorschriften die Berechnung der Emissionen im Zusammenhang mit der Verwendung von Inputs für diese Tätigkeit, einschließlich fossiler Brennstoffe und Materialien für den Bau von Anlagegütern, so werden die Lebenszyklus-Emissionsfaktoren für diese Inputs entweder aus den von den Zertifizierungssystemen bereitgestellten Listen mit Standardfaktoren oder aus der folgenden hierarchischen Quellenliste entnommen, wobei die Emissionsfaktoren aus der ersten Quelle in der Liste, in der sie verfügbar sind, stammen und, soweit verfügbar, die neueste Fassung der Quellen verwendet wird:

(a)

Teil B des Anhangs der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1185;

(b)

neueste Version der Datensätze über den Umweltfußabdruck oder mit dem Umweltfußabdruck konforme Datensätze;

(c)

Unterlage der Gemeinsamen Forschungsstelle „Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation” (Definition von Eingabedaten zur Bewertung der THG-Standardemissionen von Biokraftstoffen in den EU-Rechtsvorschriften);

(d)

„JEC Well-to-Wheels report” ⁽¹¹⁾ ( „Well-to-Wheels” -Bericht des JEC);

(e)

ECOINVENT-Datenbank, Version 3.5 oder eine neuere Fassung, oder vergleichbare kommerzielle Datenbanken;

(f)

offizielle Quellen wie der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen (IPCC), die Internationale Energieagentur (IEA) oder Regierungen;

(g)

andere überprüfte Quellen oder Veröffentlichungen, die einer Peer-Review unterzogen wurden.

Haben sie zu keiner der Datenbanken gemäß Buchstabe e Zugang, können sich die Betreiber auf die Buchstaben f oder g stützen. Die Lebenszyklus-Emissionsfaktoren spiegeln die mit der Lieferung dieser Inputs bis zum Zeitpunkt der Nutzung durch die Tätigkeit verbundenen Emissionen wider. Erforderlichenfalls sind die aus diesen Quellen entnommenen Emissionsfaktoren so anzupassen, dass jeglicher im Input-Material selbst enthaltene Kohlenstoff ausgeschlossen wird. Wird dieser Kohlenstoff infolge von Prozessen im Zusammenhang mit der Tätigkeit oxidiert und emittiert, so wird dies direkt als Emissionsquelle gezählt. Die Verwendung von Daten aus unterschiedlichen Quellen kann zu geringfügigen Unstimmigkeiten im Umfang der Berechnung des Lebenszyklus führen, der auf verschiedene Inputs angewandt wird. Die Betreiber sind nicht verpflichtet, Daten aus diesen Quellen neu zu berechnen, um eine vollständige Kohärenz des Lebenszyklusumfangs über die verwendeten Inputdaten hinweg zu erreichen. Die Zertifizierungssysteme können Listen konservativer Standardemissionsfaktoren bereitstellen. Dazu können Emissionsfaktoren gehören, die in Quellen in der obigen hierarchischen Liste verfügbar sind. Besteht Unsicherheit hinsichtlich der besten Schätzung dieser Werte oder ist bei diesen Werten mit einer gewissen Variabilität zu rechnen, so sind diese Standardemissionsfaktoren konservativ festzulegen, d. h., sie müssen so festgelegt werden, dass die Verwendung dieser Standardemissionsfaktoren wahrscheinlich zu einer geringfügigen Unterschätzung der tatsächlichen Netto-CO₂-Entnahmen führt. Wird eine Standardabweichung für einen Wert angegeben, so entspricht der Standardwert dem Mittelwert zuzüglich einer Standardabweichung. Wird für einen Wert ein Vertrauensbereich von 95 % angegeben, so ist der Standardwert in der Mitte zwischen dem Mittelwert und der Vertrauensgrenze von 95 % festzulegen. Diese Anpassungen werden stets so vorgenommen, dass der geschätzte Nettonutzen der CO₂-Entnahme für eine Tätigkeit verringert wird. Standardemissionsfaktoren sind bei der in Abschnitt 2.3.6 beschriebenen Berechnung so zu behandeln, als seien sie mit keiner Unsicherheit verbunden.

2.3.4.5.

Verkehr

Emissionen aus dem Verkehr, ob aus CO₂ oder Schüttgut, können entweder auf der Grundlage der Bewertung des Brennstoffverbrauchs und der daraus resultierenden Emissionen im Zusammenhang mit den verwendeten spezifischen Fahrzeugen und Strecken oder auf der Grundlage konservativer Standardfaktoren des Zertifizierungssystems berechnet werden. Zertifizierungssysteme können zusätzliche konservative Standardemissionsfaktoren für bestimmte Formen des CO₂-Transports vorsehen, sofern die Grundlage für diese Werte klar dokumentiert wird und die Werte nachweislich konservativ sind. Werden keine Standardwerte verwendet, können die Betreiber die Emissionen schätzen, indem sie entweder den tatsächlichen Brennstoffverbrauch der Fahrzeuge oder anderer genutzter Infrastruktur erfassen oder indem sie das Produkt aus den durchschnittlichen mit dem Betrieb des betreffenden Fahrzeugs oder der betreffenden Infrastruktur verbundenen THG-Emissionen (in g CO₂-Äq/km) und der zurückgelegten Strecke berechnen. Die THG-Emissionsfaktoren für verbrauchte Brennstoffe werden auf Lebenszyklusbasis (d. h. einschließlich vorgelagerter Emissionen) gemäß Abschnitt 2.3.4.4 festgelegt. Die THG-Emissionsfaktoren für Fahrzeuge, die CO₂ transportieren, berücksichtigen die Masse der CO₂-Rückhaltevorrichtung und die Energieausgaben für die Kompression und Verflüssigung des CO₂ und dessen Erhaltung in diesem Zustand. Die Betreiber berücksichtigen die Emissionen im Zusammenhang mit der Rückfahrt von Fahrzeugen, die für den Transport von CO₂ oder Schüttgut verwendet werden und sehen diese als Leerfahrten an, es sei denn, sie weisen nach, dass die Rückfahrt für die Erbringung eines anderen Transportdienstes verwendet wird. In diesem Fall können die der Tätigkeit zugeordneten Emissionen aus der Rückfahrt für diese Fahrten den Wert 0 annehmen.

2.3.5.

Kapitalgüteremissionen

Erfordern die Quantifizierungsregeln die Berücksichtigung der mit einer oder mehreren Anlagen verbundenen Kapitalgüteremissionen, so gilt Folgendes:

(a)

Wurde eine Anlage erstmals in Betrieb genommen oder wurde sie in den 15 Jahren vor dem Zertifizierungsdatum der Tätigkeit erweitert oder umgerüstet oder wird sie innerhalb des Tätigkeitszeitraums erweitert oder umgerüstet, so sind die mit diesem Bau, dieser Erweiterung oder dieser Umrüstung verbundenen Kapitalgüteremissionen zu berücksichtigen;

(b)

bei jeder anderen Anlage nehmen die Kapitalgüteremissionen den Wert 0 an;

(c)

für die Summe aller Kapitalgüteremissionen in allen relevanten Anlagen wird eine Wesentlichkeitsbewertung durchgeführt. Kommt die Zertifizierungsstelle auf der Grundlage dieser Bewertung zu dem Schluss, dass die Kapitalgüteremissionen wesentlich sein können, werden die Kapitalgüteremissionen bewertet;

(d)

alle Kapitalgüteremissionen im Zusammenhang mit Ausrüstung zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen, bei denen es sich nicht um Biomasse handelt, werden bei der Berechnung nicht berücksichtigt;

(e)

die Kapitalgüteremissionen werden nur für den Teil der Anlagen oder Ausrüstungen bewertet, der für die Durchführung der Tätigkeit unmittelbar erforderlich ist (d. h. insbesondere für die CO₂-Abscheidung und nicht nur für die zugrunde liegende Tätigkeit, aus der CO₂ abgeschieden wird).

Wenn die Kapitalgüteremissionen bewertet werden sollen, werden die Gesamtkapitalgüteremissionen für jede Anlage berechnet, indem eine Bestandsaufnahme der genutzten Baumaterialien sowie des Brennstoffs und der Energie, der bzw. die für den Bau der Anlage genutzt wurde, vorgenommen und die damit verbundenen Emissionen addiert werden. Bei den Emissionsfaktoren, die bei der Bewertung der Kapitalgüteremissionen angewendet werden, ist der gesamte Lebenszyklus der verwendeten Materialien und Energie zu berücksichtigen. Die berechneten Kapitalgüteremissionen jeder Anlage werden über fünfzehn oder zwanzig Jahre abgeschrieben. In Fällen, in denen nicht das gesamte von der Anlage abgewickelte CO₂ mit der gemäß der Verordnung (EU) 2024/3012 zertifizierten Tätigkeit im Zusammenhang steht (z. B. wenn ein Teil des CO₂ zur Nutzung weitergeleitet wird), wird der Tätigkeit ein proportionaler Anteil der Kapitalgüteremissionen zugewiesen. Für den Fall, dass eine Anlage gleiche oder niedrigere Materialanforderungen für den Bau hat als eine zuvor errichtete Anlage desselben Typs, können die Betreiber die Kapitalgüteremission dieser früheren Anlage für die Schätzung der Kapitalgüteremissionen der neuen Anlage heranziehen. Die Zertifizierungssysteme können als Alternative zur Durchführung einer tätigkeitsspezifischen Wesentlichkeitsbewertung oder einer vollständigen Berechnung konservative Kapitalgüteremissionsfaktoren für bestimmte Tätigkeitsarten, Tätigkeitsstufen oder Anlagengrößen vorsehen. Solche konservativen Werte werden so festgelegt, dass nach vernünftigem Ermessen davon ausgegangen werden kann, dass sie in mindestens 95 % der Fälle über den tatsächlichen Kapitalgüteremissionen der betreffenden Anlage liegen. Wird eine Standardoption vorgelegt, so muss das Zertifizierungssystem die Grundlage für die Einstufung der angegebenen Werte klar als konservativ dokumentieren. Diese abgeschriebenen Emissionen werden (abhängig vom gewählten Abschreibungszeitraum) bis zum fünfzehnten oder bis zum zwanzigsten Jahr nach dem Jahr, in dem die Anlage in Betrieb genommen oder gegebenenfalls erweitert oder umgerüstet wurde, zu den mit der Tätigkeit verbundenen THG-Emissionen für jedes Jahr anhand der Gleichung [73] hinzugerechnet.

GHGcapital Qactivity Qtotal ×GHGcombustion + GHGelec + GHGheat + GHGmaterialsT

[73]

Beschreibt T den Abschreibungszeitraum von 15 oder 20 Jahren, ist Q_activity die Nutzung der Anlagegüter durch die Tätigkeit in einer relevanten Einheit, Q_total die erwartete durchschnittliche jährliche Gesamtnutzung der Anlagegüter während ihrer Betriebsdauer in derselben Einheit (d. h. QactivityQtotal1, wenn die Güter nur für die Tätigkeit genutzt werden) und, je nach Prozessschritt bei der CO₂-Entnahmetätigkeit, wird GHG_combustion wie in Gleichung [39] oder [51], GHG_elec wie in Gleichung [13], [22], [40] oder [52], GHG_heat wie in Gleichung [14], [23], [41] oder [53] und GHG_materials gemäß Gleichung [74] berechnet.

GHGmaterials materials Qmaterials × EFmaterials

[74]

Dabei gilt:

Qmaterials	=	Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien, ausgedrückt in t;
EFmaterials	=	Emissionsfaktor für die verbrauchten Materialien, ausgedrückt in t CO2/t Material, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4.

2.3.6.

Gemessene Daten und Unsicherheiten

Messungen, einschließlich Messungen der CO₂-Ströme, sind in einer Weise durchzuführen, die den Anforderungen des Artikels 42 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 entspricht. Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien für bestimmte Arten von Messungen vorsehen. Werden gemessene, geschätzte oder Standarddaten als Grundlage für die Berechnung von Quellen oder Senken verwendet, so bewertet der Betreiber die Unsicherheit, die bei der Berechnung der Netto-CO2-Entnahmen entsteht. Die Betreiber halten sich an die Grundsätze für die Kombination von Unsicherheiten, die in Kapitel 6, „Quantifying Uncertainties in Practice” (Quantifizierung von Unsicherheiten in der Praxis), Abschnitt 3 des IPCC-Dokuments „Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories” ⁽¹²⁾ (Leitfaden für die gute Praxis und den Umgang mit Unsicherheitsfaktoren nationaler Treibhausgasinventare) festgelegt sind. Die Unsicherheit ist auf der Grundlage des 95 %-Vertrauensbereichs zu ermitteln. Liegt die geschätzte Gesamtunsicherheit unter ± 2,5 %, darf keine Anpassung vorgenommen werden (d. h. F_C = 1). Andernfalls wird der Konservativitätsfaktor F_C auf 100 % abzüglich der geschätzten Gesamtunsicherheit festgesetzt. Liegt die geschätzte Gesamtunsicherheit bei mehr als ± 20 %, dürfen für diesen Zertifizierungszeitraum keine Einheiten vergeben werden. Zertifizierungssysteme können detailliertere Anweisungen für die Berechnung der Unsicherheit für bestimmte Tätigkeitsarten bereitstellen.

2.3.7.

Bestätigung des Ursprungs des CO ₂ -Stroms

Bei CO₂-Entnahmetätigkeiten mit CO₂-Abscheidung und dauerhafter CO₂-Speicherung gewähren die Betreiber, wenn die Anlage, in der das CO₂ abgeschieden wird, nicht der Überwachung der biogenen CO₂-Menge im Rahmen des EHS unterliegt, auf Anfrage Vertretern von Zertifizierungsstellen, Zertifizierungssystemen oder zuständigen nationalen Behörden unverzüglich Zugang, um unangekündigte stichprobenartige ¹⁴C-Tests des CO₂-Stroms aus der Anlage vor dem Verlassen der Anlage (und gegebenenfalls vor der Mischung mit einem getrennt abgeschiedenen fossilen CO₂-Strom) zu ermöglichen, um dessen atmosphärischen oder biogenen Ursprung zu prüfen. Kann der atmosphärische oder biogene Ursprung nicht bestätigt werden, dürfen für den entsprechenden Zertifizierungszeitraum keine Einheiten vergeben werden, und das Zertifizierungssystem muss prüfen, ob weitere Maßnahmen erforderlich sind.

3.

CO₂-SPEICHERUNG UND HAFTUNG

3.1.

DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten

Das durch die Tätigkeit abgeschiedene CO₂ wird in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen operativen geologischen Speicherstätte injiziert, und die Betreiber von Speicherstätten, die für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten genutzt werden, haften für jede Freisetzung von CO₂ aus der dauerhaften geologischen Speicherung gemäß den Bestimmungen des Artikels 16 der Richtlinie 2009/31/EG.

3.2.

BCR-Tätigkeiten

Das H/C_org-Verhältnis jeder Biokohle-Charge muss gemessen werden. Für Biokohle-Chargen, bei denen ein H/C_org-Verhältnis von mehr als 0,7 gemessen wird, dürfen keine CO₂-Entnahmeeinheiten vergeben werden. Die Verwendung von erzeugter Biokohle wird bis zu dem Zeitpunkt überwacht, zu dem sie in den Boden eingebracht oder einem Produkt zugesetzt wird, und CO₂-Entnahmeeinheiten werden in Bezug auf die Menge der eingebrachten oder zugesetzten Biokohle vergeben. Biokohle aus zertifizierten Tätigkeiten wird in der Lieferkette bis zu dem Zeitpunkt der Einbringung oder des Zusetzens von Biokohle aus nicht zertifizierten Tätigkeiten getrennt. Zertifizierte und nicht zertifizierte Biokohle kann zu diesem Zeitpunkt gemischt und anschließend für die Einbringung oder das Zusetzen genutzt werden. Wird Biokohle aus mehreren Produktionschargen, die im Rahmen zertifizierter Tätigkeiten erzeugt wurden, vor der Einbringung oder dem Zusetzen gemischt, so ist sie gut zu vermischen, und das Mischmaterial ist so zu behandeln, als bestünde es aus Anteilen der ursprünglichen Chargen, die dem Verhältnis der ursprünglich gemischten Mengen entsprechen. Für jede Produktionscharge ist eine getrennte Lieferung vorgeschrieben, es sei denn, es kann nachgewiesen werden, dass die Produktionschargen gut gemischt sind. Entlang der Produktkette muss insbesondere sichergestellt werden, dass Biokohle nur in einer Weise verwendet wird, die ihrer Erzeugung und ihren Eigenschaften angemessen ist. Wird Biokohle in Böden eingebracht und wird diese Einbringung nicht direkt von einem Vertreter einer Zertifizierungsstelle überwacht, so gewähren die Betreiber den Zertifizierungssystemen, Zertifizierungsstellen oder einschlägigen zuständigen nationalen Behörden während des Überwachungszeitraums auf Antrag Zugang zum Ort der Einbringung, damit der Boden auf die Einbringung von Biokohle getestet werden kann. Nach diesem Punkt ist die Einbringung der Biokohle als nachgewiesen zu behandeln. Nach Ablauf des Überwachungszeitraums unterliegen die Betreiber keinen weiteren Überwachungsanforderungen, da das Risiko einer Wiederfreisetzung durch die Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle erfasst ist und es praktisch nicht möglich ist, Wiederfreisetzungen nach dem Zeitpunkt der Einbringung oder des Zusetzens direkt zu identifizieren.

4.

NACHHALTIGKEIT

4.1.

Mindestanforderungen an die Nachhaltigkeit

4.1.1.

Eindämmung des Klimawandels

Die in Abschnitt 1.1 aufgeführten Förderkriterien verhindern die Zertifizierung von Tätigkeiten, die dem Ziel der Eindämmung des Klimawandels erheblich schaden.

4.1.2.

Anpassung an den Klimawandel

Die Betreiber müssen die Kriterien für die Anpassung an den Klimawandel gemäß Anhang 1 Anlage A der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 der Kommission⁽¹³⁾ erfüllen.

4.1.3.

Nachhaltige Nutzung und Schutz von Wasser- und Meeresressourcen

Die Betreiber bewerten und behandeln alle potenziellen Risiken, die sich aus der Tätigkeit für den guten Zustand oder das gute ökologische Potenzial von Gewässern, einschließlich Oberflächengewässern und Grundwasser, oder für den guten Umweltzustand von Meeresgewässern ergeben. Können Schadstoffe, die bei der Reinigung von Abgasen zur Verringerung der Luftverschmutzung zurückbleiben, in einem Wasserkörper freigesetzt werden, so sind bei der Bewertung der Auswirkungen auf die Wasserqualität der Nutzen im Hinblick auf die Verringerung der Luftverschmutzung und die Verfügbarkeit alternativer Einleitungsstrategien zu berücksichtigen.

4.1.4.

Übergang zur Kreislaufwirtschaft, einschließlich der effizienten Verwendung von biobasierten Materialien aus nachhaltigen Quellen

Die Betreiber bewerten potenzielle Risiken für die Ziele der Kreislaufwirtschaft, die sich aus der Tätigkeit ergeben, indem sie die Arten potenzieller erheblicher Beeinträchtigungen gemäß Artikel 17 Absatz 1 Buchstabe d der Verordnung (EU) 2020/852 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽¹⁴⁾ berücksichtigen. Die Betreiber müssen die Anforderungen der Abschnitte 4.2 und 4.3 erfüllen.

4.1.5.

Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung

Die Betreiber bewerten alle potenziellen Risiken im Zusammenhang mit einem erheblichen Anstieg der Schadstoffemissionen in Luft, Wasser oder Boden, die durch die Tätigkeit entstehen, und befassen sich mit diesen. Fallen Anlagen in den Anwendungsbereich der Richtlinie 2010/75/EU des Europäischen Parlaments und des Rates⁽¹⁵⁾, müssen sie alle Anforderungen erfüllen, die sich aus der genannten Richtlinie ergeben.

4.1.5.1.

BCR

Betreiber von BCR-Tätigkeiten, im Rahmen derer Biokohle in land-, forstwirtschaftliche oder städtische Böden eingebracht wird, weisen nach, dass

(a)

die Biokohle die Grenzwerte für Schwermetalle und organische Schadstoffe gemäß Abschnitt 4.4.1 einhält;

(b)

die Biokohle alle Anforderungen der Verordnung (EU) 2019/1009 an durch Pyrolyse oder Vergasung gewonnene Materialien einhält, einschließlich der Beschränkungen für zulässige Inputmaterialien.

4.1.6.

Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme, einschließlich der Bodengesundheit, sowie Vermeidung von Bodendegradation

Die Betreiber bewerten alle potenziellen Risiken der Tätigkeit für den guten Zustand oder die Widerstandsfähigkeit von Ökosystemen oder für den Erhaltungszustand von Lebensräumen und Arten, einschließlich solcher von Unionsinteresse, oder für die Erfüllung der Ziele oder Verpflichtungen, die in den gemäß der Verordnung (EU) 2024/1991 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽¹⁶⁾ erstellten nationalen Wiederherstellungsplänen festgelegt sind, und befassen sich mit diesen.

4.1.6.1.

BCR

Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle in landwirtschaftliche Böden und in Waldböden eingebracht wird, weisen nach, dass die lokalen Gegebenheiten berücksichtigt wurden und dass vernünftigerweise davon auszugehen ist, dass keine allgemeinen negativen Auswirkungen auf die Biomasseproduktion, die Standortbedingungen oder die Bodengesundheit und keine signifikante Verringerung der Speicherung von anderem organischen Kohlenstoff im Boden durch positive Priming-Effekte der Einbringung von Biokohle zu erwarten sind. Hält die Zertifizierungsstelle einen erheblichen Verlust an anderem organischen Kohlenstoff im Boden oder schädliche Auswirkungen auf die Produktivität der Landwirtschaft, die biologische Vielfalt, die Ökosysteme, die die Biokohle aufnehmen, und die flussabwärts im Wassereinzugsgebiet gelegenen Ökosysteme, die Bodengesundheit oder andere Umweltaspekte für wahrscheinlich, so werden für diese eingebrachte Menge keine CO₂-Entnahmeeinheiten vergeben. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien für bewährte Verfahren oder Leitlinien für die Überwachung der Bodengesundheit bei der Einbringung von Biokohle in Böden bereitstellen. Um die Wissenschaft voranzubringen und kollektive Fortschritte im Bereich der CO₂-Entnahme mittels Biokohle zu erleichtern, tauschen die Betreiber auf Anfrage der Zertifizierungssysteme, der zuständigen nationalen Behörden oder der Europäischen Kommission einschlägige Daten und Informationen aus, die nicht wirtschaftlich sensibel sind, ohne dass dadurch ein unnötiger Verwaltungsaufwand für die Landwirte entsteht. Die Zertifizierungssysteme ermöglichen den Wissensaustausch zwischen Betreibern, indem sie Plattformen bereitstellen, die die Verbreitung von Daten ermöglichen, die im Rahmen von Überwachungstätigkeiten der Betreiber nach der Einbringung gesammelt werden.

4.2.

Nachhaltigkeit von Biomasse

(a)

Jegliche Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, die zur Erzeugung des durch die Tätigkeit abgeschiedenen CO₂ oder als Ausgangsstoff für die Erzeugung von Biokohle verwendet wird bzw. werden, sowie jegliche zusätzliche Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, die zur Energieerzeugung für die Tätigkeit verbraucht wird bzw. werden, müssen die folgenden Anforderungen erfüllen:

(i)

Sind in Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 Anforderungen festgelegt, die erfüllt werden müssen, damit Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe für die in Artikel 29 Absatz 1 Buchstaben a, b und c der genannten Richtlinie genannten Zwecke berücksichtigt werden können, so wendet die Zertifizierungsstelle diese Anforderungen auch auf Biomasse, Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe an, die im Zusammenhang mit einer Tätigkeit verbraucht wird bzw. werden, mit der CO₂-Entnahmeeinheiten generiert werden sollen, auch wenn mit der Tätigkeit keine erneuerbare Energie erzeugt wird, die gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001 berücksichtigt wird;

(ii)

die Betreiber legen den Biomasse-Ausgangsstoff oder das Rohstoffgemisch, der bzw. das im Rahmen der Tätigkeit verbraucht wird, und den Biomasse-Ausgangsstoff oder das Rohstoffgemisch, der bzw. das zur Herstellung verbrauchter Biokraftstoffe, flüssiger Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe verwendet wird, offen und schlüsseln die Rohstoffe bzw. die Ausgangsstoffe in dem Umfang auf, der in der Berichterstattung gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001, in den nationalen Leitlinien und in den einschlägigen Industriestandards vorgeschrieben ist;

(iii)

nur, wenn eine Abscheidung oder Biokohle-Produktion in einer Anlage stattfindet, in der Wärme oder Strom oder Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biogas erzeugt wird bzw. werden, und in Bezug auf erzeugte Wärme, erzeugten Strom, Biokraftstoff oder flüssigen Biobrennstoff oder erzeugtes Biogas, müssen die Zertifizierungsstellen überprüfen, ob die Anforderungen gemäß Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllt sind;

(iv)

die Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe aus anderen Abfällen oder Reststoffen als landwirtschaftlichen, Aquakultur-, Fischerei- und forstwirtschaftlichen Reststoffen unterliegen nicht den Anforderungen gemäß Artikel 29 Absätze 2 bis 7 der Richtlinie (EU) 2018/2001.

Freiwillige Systeme, die von der Kommission gemäß Artikel 30 Absatz 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 genehmigt wurden, und nationale Systeme, die von der Kommission gemäß Artikel 30 Absatz 6 der Richtlinie (EU) 2018/2001 anerkannt wurden, gelten als Systeme, die genaue Daten für den Nachweis der Einhaltung der Nachhaltigkeitsanforderungen an die Biomasse für dauerhafte CO₂-Entnahmetätigkeiten dieser Verordnung enthalten. Ebenso gelten alle anderen Systeme, die von den zuständigen nationalen Behörden in dem Staat, in dem sich die Abscheidungsanlage befindet, anerkannt wurden, als Systeme, die genaue Daten über den Nachweis der Einhaltung dieser Anforderungen enthalten.

In Bezug auf Anlagen, die unter die Richtlinie (EU) 2018/2001 fallen, hindern regelmäßige Bewertungen der Einhaltung der Nachhaltigkeitsanforderungen durch die zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten die Zertifizierungsstellen nicht daran, die Ausgabe von Einheiten zu genehmigen. Geht aus einer solchen Bewertung jedoch eine Nichteinhaltung von Artikel 29 der genannten Richtlinie hervor, so wird die Nichteinhaltung den Zertifizierungsstellen gemeldet.

(b)

Wenn das durch die Tätigkeit abgeschiedene CO₂ durch ein Verfahren produziert wird, das Energie erzeugt, die gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001 berücksichtigt wird,

(i)

überprüft die Zertifizierungsstelle, ob die nationalen Maßnahmen zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 für die Einrichtung gelten, die dieses Verfahren durchführt, und ob die entsprechende Einrichtung im Einklang mit diesen nationalen Umsetzungsmaßnahmen handelt;

(ii)

überprüft die Zertifizierungsstelle, ob die Einrichtung, die dieses Verfahren durchführt, alle Maßnahmen im Rahmen der nationalen Umsetzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 einhält, die eingeführt werden, um sicherzustellen, dass Holzbiomasse gemäß der Rangfolge in Artikel 3 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 verwendet wird, einschließlich etwaiger von den Mitgliedstaaten gemäß Artikel 3 Absatz 3a der genannten Richtlinie eingeführter Ausnahmen, wenn der entsprechenden Einrichtung eine einschlägige Förderregelung für die Energieerzeugung zugutekommt;

(iii)

überprüft die Zertifizierungsstelle, ob die Einrichtung, die dieses Verfahren durchführt, keine direkte finanzielle Unterstützung von den Mitgliedstaaten für die Nutzung von Sägerundholz, Furnierrundholz, Rundholz in Industriequalität, Stümpfen und Wurzeln zur Energieerzeugung gemäß Artikel 3 Absatz 3c der Richtlinie (EU) 2018/2001 erhält;

(c)

die Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, aus der bzw. denen emittiertes CO₂ abgeschieden wird, oder aus der bzw. denen die Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, aus denen emittiertes CO₂ abgeschieden wird, erzeugt werden, wird nicht als Rohstoff mit einem hohen Risiko indirekter Landnutzungsänderungen im Sinne der Richtlinie (EU) 2018/2001 eingestuft;

(d)

wird Biomasse aus Gebieten gewonnen, die von der zuständigen nationalen Behörde für Erhaltungszwecke ausgewiesen wurden, einschließlich Gebieten, die unter den nationalen Wiederherstellungsplan gemäß der Verordnung (EU) 2024/1991 fallen, oder aus geschützten Lebensräumen, so muss die Beschaffung mit den Erhaltungs- und Wiederherstellungszielen für diese Gebiete im Einklang stehen.

4.3.

Vermeidung nicht nachhaltiger Nachfrage nach Biomasse-Rohstoffen

4.3.1.

Anforderungen an BioCCS

Jegliche Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, aus der bzw. denen emittiertes CO₂ abgeschieden wird, wird bzw. werden hauptsächlich zu dem Zweck verbraucht, ein anderes Produkt als CO₂ für die Abscheidung zu erzeugen, und der Prozess darf nicht so angepasst werden, dass die Erzeugung von CO₂ pro Outputeinheit erhöht wird, wenn diese Anpassung ausschließlich zur Erhöhung der zur Abscheidung verfügbaren CO₂-Menge vorgenommen wird. Dies schließt jedoch nicht Anpassungen zur Erhöhung des Anteils des Outputs der Anlage, der der CO₂-Abscheidung unterzogen werden kann – wenn beispielsweise eine Anlage über zwei Verbrennungseinheiten verfügt, von denen eine eine CO₂-Abscheidungseinheit umfasst, kann die Anlage bestrebt sein, die Nutzung der Einheit mit CO₂-Abscheidung zu maximieren, auch wenn dies die Gesamtwärmeeffizienz der Anlage geringfügig verringert – oder zur Erhöhung der Gesamteffizienz eines Produktionssystems aus. Um eine nicht nachhaltige Nachfrage nach Biomasse-Rohstoffen zu vermeiden, gelten die folgenden zusätzlichen Anforderungen für Anlagen, bei denen der Hauptzweck des Verbrauchs von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen in der Erzeugung von Wärme oder Strom besteht:

(a)

Handelt es sich bei der Anlage zur Erzeugung von Wärme oder Strom um eine neu gebaute Anlage, die nicht mehr als ein Jahr vor Beginn des Tätigkeitszeitraums in Betrieb genommen wurde, oder um eine Anlage, die zuvor teilweise oder vollständig Ausgangsstoffe in Form von fossilen Brennstoffen verbraucht hat und die angepasst wurde, um den Anteil von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen am Rohstoffgemisch nicht mehr als ein Jahr vor Beginn des Tätigkeitszeitraums zu erhöhen, so weisen die Betreiber nach, dass die Anlage ohne die CO₂-Entnahmetätigkeit weiterhin wirtschaftlich tragfähig wäre, d. h., dass der Nettobarwert für eine Version der Anlage ohne die Kosten der CO₂-Abscheidung oder die Einnahmen aus CO₂-Entnahmeeinheiten oder eine andere Unterstützung, die auf der Durchführung von CO₂-Entnahmen beruht, positiv wäre;

(b)

in allen anderen Fällen weisen die Betreiber nach, dass die Nennkapazität der Anlage zur Energieerzeugung nicht um mehr als die Menge gestiegen ist, die für die Energieversorgung für den Abscheidungsprozess erforderlich ist, und zwar im Vergleich zur Nennkapazität entweder zu dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage oder drei Jahre vor Beginn des Tätigkeitszeitraums, je nachdem, welcher dieser Zeitpunkte später liegt.

Diese Anforderungen gelten nicht für Anlagen, in denen Abfall in Energie umgewandelt wird und in denen Abfälle oder Reststoffe mit Ausnahme von landwirtschaftlichen, Aquakultur-, Fischerei- und forstwirtschaftlichen Reststoffen verbrannt werden, und auch nicht für Anlagen, in denen Biomasse, Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe für nichtenergetische Anwendungen oder für Energieanwendungen genutzt wird bzw. werden, bei denen Wärme und Strom nicht die primären Outputs sind (z. B. Biokraftstoff- oder Biogaserzeugung), und nicht für Anlagen, in denen Biomasse, Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe als Teil einer chemischen Reaktion in einem industriellen Prozess zur Erzeugung eines anderen Produkts als Wärme oder Strom verwendet wird bzw. werden, selbst wenn in diesem Prozess auch Energie aus der Biomasse oder den Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen gewonnen wird. Wenn der Ausgangsstoff, der in der Anlage verarbeitet wird und aus dem CO₂ abgeschieden wird, Nahrungs- und Futtermittelpflanzen oder Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe auf Basis von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen umfasst, so ist es nicht zulässig, aus diesem Ausgangsstoff gewonnene Energie für den Abscheidungsprozess zu verwenden, es sei denn, es handelt sich um rückgewonnene Wärme.

4.3.2.

Anforderungen an BCR-Tätigkeiten

Biokohle-Produktionschargen, in denen die hergestellte Biokohle voraussichtlich 50 % oder mehr des gesamten Energieoutputs in den Nebenprodukten der Biokohle-Produktionsanlage ausmacht (siehe Gleichung [47], Abschnitt 2.2.5.4), dürfen nur aus Abfällen oder Reststoffen im Sinne des Artikels 2 Nummern 23 ( „Abfall” ) und 43 ( „Reststoff” ) der Richtlinie (EU) 2018/2001 oder aus Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen, die aus solchen Abfällen oder Reststoffen erzeugt wurden, hergestellt werden.

4.3.3.

Freiwilliger Ausgleich für Biomasse, die für CO₂-Entnahmetätigkeiten genutzt wird

Um die Regenerierung natürlicher Kohlenstoffspeicher, die für dauerhafte CO₂-Entnahmen verwendet werden, zu unterstützen, können Betreiber von CO₂-Entnahmetätigkeiten, die auf dem Verbrauch von Biomasse-Ausgangsstoffen beruhen, Bindungseinheiten von CO₂ durch kohlenstoffspeichernde Landbewirtschaftung erwerben. Die Menge der vom Betreiber erworbenen Bindungseinheiten von CO₂ durch kohlenstoffspeichernde Landbewirtschaftung ist im Konformitätszertifikat anzugeben.

4.4.

Anforderungen in Bezug auf Umweltverschmutzungsrisiken im Zusammenhang mit Biokohle

Die Betreiber müssen die von den Zertifizierungssystemen festgelegten Anforderungen erfüllen, um die Einhaltung der Schwellenwerte in diesem Abschnitt sicherzustellen. Bei der Festlegung dieser Anforderungen verfolgen die Zertifizierungssysteme einen risikobasierten Ansatz in Bezug auf den erforderlichen Umfang der Probenahmen und Tests, wobei im Falle von Biokohle für die Einbringung in landwirtschaftliche Böden und Waldböden mindestens eine den Anforderungen der Verordnung (EU) 2019/1009 entsprechende Probenahmehäufigkeit erforderlich ist. Die Zertifizierungssysteme schreiben Labortests zur Überprüfung der Einhaltung der Schwellenwerte für jede Produktionscharge vor, es sei denn, ein geringerer Prüfumfang ist angesichts der Eigenschaften des Ausgangsstoffs und des Verfahrens oder durch den Verweis auf die Verteilung historischer Proben für vergleichbare Produktionschargen gerechtfertigt. Wird nicht biogenes Material bei der Produktion von Biokohle mitverarbeitet, so darf die erzeugte Kohle nicht in landwirtschaftliche Böden und Waldböden eingebracht werden.

4.4.1.

Grenzwerte für Schwermetalle und organische Schadstoffe für in landwirtschaftliche Böden und Waldböden eingebrachte Biokohle

Die Betreiber müssen mittels Laboranalyse nachweisen, dass die Biokohle nicht mehr als die aufgeführten Konzentrationen der folgenden Stoffe in Gramm pro Tonne Trockensubstanz [g/t TS] aufweist:

(a)

Blei: 120 g/t TS;

(b)

Cadmium: 1,5 g/t TS;

(c)

Kupfer: 100 g/t TS;

(d)

Nickel: 50 g/t TS;

(e)

Quecksilber: 1 g/t TS;

(f)

Zink: 400 g/t TS;

(g)

Chrom: 90 g/t TS;

(h)

Arsen: 13 g/t TS;

(i)

Benzo[e]pyren: 1 g/t TS;

(j)

Benzo[j]fluoranthen: 1 g/t TS;

(k)

PCB: 0,2 g/t TS;

(l)

PCDD/F 0,000020 g TE/t TS (WHO-TEQ 2005);

(m)

PAK₁₆⁽¹⁷⁾: 6 g/t TS;

(n)

PAK₈⁽¹⁸⁾: 1 g/t TS.

Darüber hinaus muss die Biokohle alle einschlägigen nationalen oder lokalen Anforderungen erfüllen.

4.4.2.

Zusätzliche Anforderungen an Biokohle, die vor der Einbringung in landwirtschaftliche Böden und Waldböden einer Matrix zugesetzt wird

Biokohle kann entweder direkt, ohne mit einem anderen Material vermischt zu werden, oder nachdem sie einer Mischung zugesetzt wurde, nach Verwendung der Biokohle als Zusatzstoff in der anaeroben Vergärung vermischt mit den Gärrückständen aus der anaeroben Vergärung, oder als Teil der Gülle von Nutztieren, an die die Biokohle als Futtermittelzusatzstoff verfüttert wurde, in den Boden eingebracht werden. Gemische müssen aus Biokohle und anderen Komponentenmaterialien bestehen, die die Anforderungen für die jeweilige Komponentenmaterialkategorie gemäß der Verordnung (EU) 2019/1009 erfüllen. Solche Materialien können Gülle, Kompost, flüssige Düngemittel, anaerobe Gärrückstände und andere Substrate umfassen. Für solche Gemische ist eine Produktfunktionskategorie anzugeben, und das Gemisch muss die Anforderungen für die jeweilige Produktfunktionskategorie gemäß der Verordnung (EU) 2019/1009 erfüllen. Die Betreiber dürfen davon ausgehen, dass der dauerhafte Anteil F_perm der Biokohle durch ihre Verwendung als Zusatzstoff bei der anaeroben Vergärung oder als Futtermittelzusatzstoff nicht beeinträchtigt wird. Wird Biokohle nach der Verwendung als Futtermittelzusatzstoff für Nutztiere in Form von Gülle in Böden eingebracht, so müssen die Betreiber zusätzlich zu den in Abschnitt 4.4.1 genannten Anforderungen in Bezug auf die verwendete Biokohle die folgenden Anforderungen erfüllen:

(a)

Die Biokohle-Ausgangsstoffe dürfen nur aus reiner Pflanzenbiomasse oder aus Biomasse-Brennstoffen aus reiner Pflanzenbiomasse bestehen;

(b)

die Futtermittelhygieneanforderungen der Verordnung (EG) Nr. 183/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates⁽¹⁹⁾ sind einzuhalten;

(c)

das Verhältnis H/C_org der Biokohle darf maximal 0,4 betragen;

(d)

mittels Laboranalyse muss nachgewiesen werden, dass die Biokohle – bezogen auf einen Trockensubstanzgehalt von 88 % – nicht mehr als die aufgeführten Konzentrationen der folgenden Stoffe in Gramm pro Tonne Trockensubstanz [g/t 88 %TS] aufweist:

i)

Blei: 10 g/t 88 % TS;

ii)

Cadmium: 0,8 g/t 88 % TS;

iii)

Quecksilber: 0,1 g/t 88 % TS;

iv)

Arsen: 2 g/t 88 % TS;

v)

PCDD/F: 0,00000075 g TE/t 88 % TS (WHO-TEQ 2005);

vi)

PCDD/F + dl-PCB: 0,00000125 g TE/t 88 % TS (WHO-TEQ 2005);

vii)

Summe 6 DIN-PCB⁽²⁰⁾: 0,00001 g/t 88 % TS;

viii)

Fluor: 150 g/t 88 % TS.

Die Betreiber stellen sicher, dass die gesamte Gülle, die von den Tieren erzeugt wird, die das mit Biokohle versetzte Futtermittel erhalten, entweder vom Tier vor Ort auf natürliche Weise in den Boden eingebracht oder gesammelt und in den Boden eingebracht wird. Die Betreiber dürfen davon ausgehen, dass der dauerhafte Anteil F_perm der Biokohle durch ihre Verwendung als Futtermittelzusatzstoff nicht beeinträchtigt wird.

4.4.3.

Grenzwerte für Schwermetalle und organische Schadstoffe für Biokohle, die Produkten zugesetzt oder in Böden, bei denen es sich nicht um landwirtschaftliche Böden oder Waldböden handelt, eingebracht wird

Nur BCR-Tätigkeiten, bei denen Biokohle Zement, Beton oder Asphalt zugesetzt wird, sind für die Zertifizierung zulässig. Die Betreiber müssen mittels Laboranalyse nachweisen, dass die Biokohle nicht mehr als die aufgeführten Konzentrationen der folgenden Stoffe in Gramm pro Tonne Trockensubstanz [g/t TS] aufweist:

(a)

PAK₈: 4 g/t TS;

(b)

Benzo[e]pyren: 1 g/t TS;

(c)

Benzo[j]fluoranthen: 1 g/t TS;

(d)

PCB: 0,2 g/t TS;

(e)

PCDD/F 0,000020 g/t TS (WHO-TEQ 2005).

Darüber hinaus muss die Biokohle alle einschlägigen nationalen oder lokalen Anforderungen erfüllen.