Verordnung der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus, mit der die Kraftstoffverordnung 2012 geändert wird
Source: Bundesgesetzblatt für die Republik Österreich ( BGBl. ) BGBl II Nr. 86/2018 2018-04-30

num: 1.
paragraphs: Die §§ 1 und 2 samt Überschriften lauten:
„Geltungsbereich
§ 1.(1) In dieser Verordnung werden auf Gesundheits- und Umweltaspekten beruhende technische Spezifikationen für Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge gemäß § 2 Abs. 1 Z 1, KFG 1967, BGBl. I Nr. 267/1967, sowie Substitutionsregelungen und Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe festgelegt und ein Ziel für die Minderung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen gesetzt. (2) Die Spezifikationen und Prüfverfahren für Otto- und Dieselkraftstoffe werden gemäß den Anhängen I bis IV der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG, ABl. Nr. L 350 vom 28.12.1998, S. 58, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513 ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1, festgelegt.
Begriffsbestimmungen
§ 2. Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:
1.„Konventionelles Rohöl“ ist jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht unter die Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie über den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 256 vom 07.09.1987 S. 1, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2017/1925, ABl. Nr. L 282 vom 31.10.2017 S.1, fällt; 2.„Naturbitumen“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe, a)die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM), aufweisen; b)die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung Viskosität (in Centipoise) = 518,98 e-0,038T berechnete Viskosität; dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius; c)die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fallen und d)deren Rohstoffquelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Rohstoffquelle selbst gewonnen wird; 3.„Ölschiefer“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthält und die unter die Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen; 4.„Ottokraftstoff“ ist jedes flüchtige Mineralöl, das zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung bestimmt ist und unter die KN-Codes 2710 12 41, 2710 12 45, 2710 12 49, 2710 12 51 und 2710 12 59 fällt; 5.„Dieselkraftstoffe“ sind Gasöle, die zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Selbstzündung bestimmt sind und unter den KN-Code 2710 19 43 fallen und zum Antrieb von Kraftfahrzeugen im Sinn des Kraftfahrgesetzes 1967 verwendet werden; 6.„Flüssiggas“ (LPG, Liquefied Petroleum Gas) ist ein mineralölstämmiges Gas, das bei Raumtemperatur bei geringem Druck in flüssiger Form gelagert und gehandhabt werden kann, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Selbstzündung bestimmt ist und unter die Unterpositionen 2711 12 oder 2711 13 der Kombinierten Nomenklatur fällt. 7.„Erdgas“ ist ein Gasgemisch, das zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Kompressionszündung entweder in verdichteter Form (CNG, Compressed Natural Gas) eingesetzt wird und unter die Unterposition 2711 21 00 der Kombinierten Nomenklatur fällt oder bei geringem Druck, tiefkalt, in verflüssigter Form (LNG Liquified Natural Gas) eingesetzt wird; 8.„Energie aus erneuerbaren Quellen“ ist Energie aus erneuerbaren, nichtfossilen Energiequellen, das heißt Wind, Sonne, aerothermische, geothermische, hydrothermische Energie, Meeresenergie, Wasserkraft, Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Biogas; 9.„Biomasse“ ist der biologisch abbaubare Teil von Erzeugnissen, Abfällen und Reststoffen der Landwirtschaft mit biologischem Ursprung (einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe), der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige einschließlich der Fischerei und der Aquakultur sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen aus Industrie und Haushalten; 10.„Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt“ sind Pflanzen, unter die überwiegend Getreide (ungeachtet dessen, ob nur die Körner verwendet werden oder die gesamte Pflanze verwendet wird, wie bei Grünmais), Knollen- und Wurzelfrüchte (wie Kartoffeln, Topinambur, Süßkartoffeln, Maniok und Yamswurzeln) sowie Knollenfrüchte (wie Taro und Cocoyam) fallen; 11.„lignozellulosehaltiges Material“ ist Material, das aus Lignin, Zellulose und Hemizellulose besteht, wie Biomasse aus Wäldern, holzartige Energiepflanzen sowie Reststoffe und Abfälle aus der Holz- und Forstwirtschaft; 12.„zellulosehaltiges Non-Food-Material“ sind Rohstoffe, die überwiegend aus Zellulose und Hemizellulose bestehen und einen niedrigeren Lignin-Gehalt als lignozellulosehaltiges Material haben; es umfasst Reststoffe von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen (z. B. Stroh, Spelzen, Hülsen und Schalen), grasartige Energiepflanzen mit niedrigem Stärkegehalt (z. B. Weidelgras, Rutenhirse, Miscanthus, Pfahlrohr und Zwischenfrüchte vor und nach Hauptkulturen), industrielle Reststoffe (einschließlich Nahrungs- und Futtermittelpflanzen nach Extraktion von Pflanzenölen, Zucker, Stärken und Protein) sowie Material aus Bioabfall; 13.„Biokraftstoffe“ sind flüssige oder gasförmige Kraftstoffe für den Verkehr, die aus Biomasse hergestellt werden. Unter den Begriff „Biokraftstoffe“ fallen insbesondere nachfolgende Erzeugnisse, sofern diese als Kraftstoff oder Kraftstoffbestandteil zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren verwendet werden: a)„Bioethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter unvergällter Ethanol mit einem Alkoholanteil von mindestens 99% v/v. b)„Fettsäuremethylester“ (FAME, Biodiesel) ist ein aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellter Methylester. c)„Biomethan“ ist ein aus Biomasse mittels Pyrolyse oder Gärung hergestelltes aufgereinigtes Biogas, das in Fahrzeugverbrennungsmotoren als CNG in unvermischter Form oder in vermischter Form mit Erdgas eingesetzt werden kann. d)„Biomethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter Methanol. e)„Biodimethylether“ ist ein aus Biomasse hergestellter Dimethylether. f)„Bio-ETBE“ (Ethyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter ETBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 37%. g)„Bio-MTBE“ (Methyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Biomethanol hergestellter MTBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 22%. h)„Synthetische Biokraftstoffe“ sind aus Biomasse in industriellen Verfahren gewonnene Kohlenwasserstoffe oder Kohlenwasserstoffgemische. i)„Biowasserstoff“ ist ein aus Biomasse hergestellter Wasserstoff. j)„Reines Pflanzenöl“ ist ein durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes, chemisch unverändertes Öl in roher oder raffinierter Form. k)„Superethanol E 85“ sind in einem Steuerlager gemäß § 25 Abs. 2 des Mineralölsteuergesetzes 1995, BGBl. Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 117/2016, hergestellte Gemische, die einen Gehalt an Bioethanol von mindestens 70 % und höchstens 85 % v/v aufweisen. l)„Hydrierte pflanzliche oder tierische Öle“ (Hydrotreated Vegetable Oil – HVO) sind in Hydrieranlagen bzw. in CO-Hydrieranlagen aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellte Kohlenwasserstoffe. m)„Biokraftstoffe, bei denen ein niedriges Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht,“ sind Biokraftstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt werden, die die Verdrängung der Herstellung für andere Zwecke als zur Herstellung von Biokraftstoffen reduzieren, und mit den in § 12 aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe im Einklang stehen; n)„Fortschrittliche Biokraftstoffe“ sind Biokraftstoffe hergestellt aus Rohstoffen bzw. Kraftstoffe gemäß Anhang XIII Teil A; 14.„Flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ sind flüssige oder gasförmige Kraftstoffe mit Ausnahme von Biokraftstoffen, deren Energiegehalt aus erneuerbaren Energiequellen mit Ausnahme von Biomasse stammt und die im Verkehrssektor verwendet werden; 15.„Erneuerbare Kraftstoffe“ sind alle Formen an erneuerbarer Energie, die zum Antrieb von Kraftfahrzeugen eingesetzt wird; 16.„Energiegehalt“ bezeichnet den unteren Heizwert eines Kraftstoffs, der für den Wirkungsbereich dieser Verordnung in Anhang IX angegeben ist; 17.„Kraftstoffbasiswert“ ist jener Wert, der auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010 berechnet wurde; 18.„Lebenszyklustreibhausgasemissionen“ sind sämtliche CO2-, CH4- und N2O-Nettoemissionen, die dem Kraftstoff (einschließlich aller beigemischten Bestandteile) oder dem Energieträger zugeordnet werden können. Dies umfasst alle relevanten Phasen von der Gewinnung, dem Anbau, einschließlich Landnutzungsänderungen, dem Transport und dem Vertrieb bis zur Verarbeitung und Verbrennung, unabhängig vom Ort, an dem die Emissionen auftreten; 19.„Treibhausgasemissionen pro Energieeinheit“ sind die Gesamtmasse der kraftstoff- oder energieträgerbedingten Treibhausgasemissionen in CO2-Äquivalent, geteilt durch den Gesamtenergiegehalt des Kraftstoffs oder des Energieträgers (für Kraftstoffe ausgedrückt als „unterer Heizwert“); 20.„Upstream-Emissionen“ sind sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang Xa D genannte Kraftstoff hergestellt wurde; 21.„Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter“ ist die jeweilige Steuerschuldnerin oder der jeweilige Steuerschuldner nach dem Mineralölsteuergesetz 1995, BGBl. I Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 117/2016, der Otto- oder Dieselkraftstoffe erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeugs; 22.„Abfälle“ sind nach Definition gemäß § 2 Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das BGBl. I Nr. 163/2015. Stoffe, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen, fallen nicht unter diese Begriffsbestimmung; 23.„Reststoff aus der Verarbeitung“ bezeichnet einen Stoff, der kein Endprodukt ist und dessen Herstellung durch den Produktionsprozess unmittelbar angestrebt wird; er stellt nicht das primäre Ziel des Produktionsprozesses dar, und der Prozess wurde nicht absichtlich geändert, um ihn zu produzieren; 24.„Reststoffe aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft“ sind Reststoffe, die unmittelbar in der Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft entstanden sind; sie umfassen keine Reststoffe aus damit verbundenen Wirtschaftszweigen oder aus der Verarbeitung; 25.„Tatsächlicher Wert“ ist die Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einigen oder allen Schritten eines speziellen Biokraftstoff-Herstellungsverfahrens, berechnet gemäß der im AnhangX Teil C dargestellten Methode; 26.„Typischer Wert“ ist der Schätzwert der repräsentativen Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einem bestimmten Biokraftstoff-Herstellungsweg; 27.„Standardwert“ ist der von einem typischen Wert durch Anwendung vorab festgelegter Faktoren abgeleitete Wert, der unter den in § 19 festgelegten Bedingungen anstelle eines tatsächlichen Werts verwendet werden kann; 28.„Ursprung eines fossilen Kraftstoffs“ ist der in Anhang XIV aufgeführte Handelsname des Rohstoffs; 29.„Ursprung eines Biokraftstoffs“ bezeichnet den Herstellungsweg des Biokraftstoffs gemäß Anhang X; 30.„Erwerbsort eines fossilen Kraftstoffs“ bezeichnet das Land und den Namen der Verarbeitungsanlage, in der der Kraftstoff oder Energieträger der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen wurde, die gemäß der Delegierten Verordnung (EU) 2015/2446 zur Ergänzung der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 mit Einzelheiten zur Präszisierung von Bestimmungen des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 343 vom 29.12.2015 S. 1, zuletzt geändert durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/651 zur Berichtigung der Delegierten Verordnung (EU) 2015/2446 zur Ergänzung der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 mit Einzelheiten zur Präzisierung von Bestimmungen des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 111 vom 27.04.2016 S. 1 und der Durchführungsverordnung (EU) 2015/2447 mit Einzelheiten zur Umsetzung von Bestimmungen der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 zur Festlegung des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 343 vom 29.12.2015 S. 558, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2017/989 zur Berichtigung und Änderung der Durchführungsverordnung (EU) 2015/2447, ABl. Nr. L 149 vom 13.06.2017 S.19, den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet; 31.„Betriebszustand“ ist ein von den Betrieben im Rahmen der Registrierung eingebrachter definierter Satz an Variablen für einen Produktionsprozess von Biokraftstoffen, der insbesondere auch die Art der Energieversorgung der Produktionsanlage, den eingesetzten Rohstoff sowie anlagen- und prozessspezifische Parameter wie Energieverbrauch und Energie- und Stoffströme umfasst. Ein Betrieb kann im Rahmen der Registrierung mehrere Betriebszustände definieren; 32.„Anbieterin oder Anbieter“ ist, wer Kraftstoff oder Energie an eine Verbraucherin oder einen Verbraucher abgibt; 33.„Stromanbieter“ sind Unternehmen, die elektrischen Strom an Letztverbraucher abgeben; 34.„Meldepflichtige oder Meldepflichtiger“ ist die Substitutionsverpflichtete oder der Substitutionsverpflichtete bzw. wer Kraftstoffe gemäß § 3 Abs. 1 oder andere Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeuges. Ausgenommen davon sind Hersteller von Biokraftstoffen in Anlagen, die der Selbstversorgung landwirtschaftlicher Betriebe dienen, soweit diese Kraftstoffe ausschließlich in landwirtschaftlichen Betrieben im Steuergebiet verwendet werden. Die Meldepflichtige oder der Meldepflichtige ist nur unter den in Z 21 genannten Voraussetzungen Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter im Sinne des § 5; 35.„elNa“ – elektronischer Nachhaltigkeitsnachweis – bezeichnet das elektronische nationale Biokraftstoffregister, welches von der Umweltbundesamt GmbH für alle Zwecke des Monitorings von in Österreich im Straßenverkehr eingesetzter Energie und insbesondere auch der lückenlosen Erfassung der Nachhaltigkeitskiterien von Biokraftstoffen dient; 36.„Kombinierte Nomenklatur“ (KN) ist die Warennomenklatur gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87, in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 2031/2001 zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 279 vom 23.10.2001 S. 1, Unterpositionen der Kombinierten Nomenklatur sind die gemeinschaftlichen Unterteilungen der Positionen dieser Nomenklatur.“
num: 2.
paragraphs: In § 3 Abs. 1 wird in den Z 1 und Z 2 jeweils das Datum „1. Jänner 2013“ durch das Datum „15. Juli 2017“ ersetzt; in der Z 3 wird das Datum „1. Dezember 2013“ durch das Datum „15. Juli 2017“ ersetzt. In § 3 Abs. 1 Z 5 wird nach der Wortfolge „Erdgas und Biomethan“ der Klammerausdruck „(CNG und LNG)“ eingefügt und § 3 Abs. 1 Z 8 lautet:
„8.Superethanol E 85 Kraftstoff den Spezifikationen gemäß Anhang VIII sowie ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2014;“
num: 3.
paragraphs: § 3 Abs. 1 letzter Satz entfällt.
num: 4.
paragraphs: In § 3 Abs. 1 wird der Punkt am Ende der Z 9 durch einen Strichpunkt ersetzt; der letzte Satz wird durch folgende Z 10 bis 12 ersetzt:
„10.Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß Anhang VIIIa sowie ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016; 11.B10 Dieselkraftstoff gemäß Anhang VIIIb sowie ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Jänner 2017; 12.Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) gemäß Anhang VIIIc sowie ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. März 2016.“
num: 5.
paragraphs: In § 3 Abs. 4 wird folgender letzter Satz angefügt:
„Die Erhältlichkeit von Additiven (Bleiersatz-Additive) für Ottokraftstoffe und eine entsprechende Kennzeichnung sind sicherzustellen.“
num: 6.
paragraphs: Die §§ 5, 6 und 6a samt Überschriften lauten:
„Substitutionsziel
§ 5. Ab 1. Jänner 2009 beträgt das Substitutionsziel, bezogen auf den Energiegehalt, 5,75%, gemessen am gesamten erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet verbrachten oder verwendeten fossilen Otto- und Dieselkraftstoff. Zur Erreichung des Gesamtziels ist von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten, bezogen auf den Energiegehalt, zumindest ein Anteil von 3,4% Biokraftstoff oder anderer erneuerbarer Kraftstoffe, gemessen am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Ottokraftstoff pro Jahr, und ein Anteil von zumindest 6,3% Biokraftstoff oder anderer erneuerbarer Kraftstoffe, gemessen am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Dieselkraftstoff pro Jahr, im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr zu bringen oder zu verwenden.
Einsatz von fortschrittlichen erneuerbaren Kraftstoffen
§ 6.(1) Ab dem 1. Jänner 2020 haben die Substitutionsverpflichteten zumindest 0,5% der Energiemenge des gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs pro Jahr durch Kraftstoffe aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A zu substituieren. (2) Die Verpflichtung nach Abs. 1 kann auf Antrag der Substitutionsverpflichteten oder des Substitutionsverpflichteten durch einen ausreichend nachvollziehbaren und objektiven Nachweis für die Dauer eines Kalenderjahres durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus reduziert werden. Der Antrag ist jeweils bis spätestens 30. Oktober des dem Verpflichtungsjahr vorangehenden Kalenderjahres schriftlich einzubringen und in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln. Für Substitutionsverpflichtete, die zur Erreichung des in Abs. 1 genannten Ziels in Bezug auf die im Jahr 2019 im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs, weniger als 10.000 GJ benötigen, genügt ein vereinfachter Antrag. Die Umweltbundesamt GmbH hat die entsprechenden Muster der zu verwendenden Anträge zu veröffentlichen. (3) Der Nachweis kann auf Basis einer oder mehrerer der folgenden Gründe geführt werden: 1.das begrenzte Potenzial für die nachhaltige Erzeugung von fortschrittlichen Kraftstoffen, 2.die begrenzte Verfügbarkeit dieser fortschrittlichen Kraftstoffe zu kosteneffizienten Preisen auf dem Markt oder 3.die spezifischen technischen oder klimatischen Gegebenheiten des nationalen Marktes für im Verkehrssektor eingesetzte Kraftstoffe wie die Zusammensetzung und der Zustand der Kraftfahrzeugflotte. (4) Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus kann nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH die schriftliche Zustimmung zur Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 1 erteilen. Werden die Voraussetzungen für die Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.
Kennzeichnung
§ 6a.(1) Die Anbieter von Kraftstoffen haben sicherzustellen, dass die Verbraucher und Verbraucherinnen über den Biokraftstoffanteil der angebotenen Kraftstoffe und über den geeigneten Einsatz der verschiedenen Kraftstoffmischungen mit Biokraftstoffanteil angemessen unterrichtet werden. Dies hat insbesondere durch die angemessene Kennzeichnung der Kraftstoffentnahmestellen zu erfolgen. (2) Die Betreiberinnen und Betreiber von Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten haben jede Kraftstoffentnahmestelle, an der Ottokraftstoff gemäß § 3 Abs. 1 Z 2 mit einem Bioethanolgehalt von maximal 10% angeboten wird, mit dem deutlich sichtbar angebrachten Hinweis „E 10“ zu versehen. (3) Die Betreiberinnen und Betreiber von Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten haben jede Kraftstoffentnahmestelle für Otto- und Dieselkraftstoffe, die bezüglich ihres höheren Anteils an Biokraftstoffen nicht den in § 3 Abs. 1 Z 1 und 3 zitierten ÖNORMEN und Anhängen genügen, mit einer die Höhe des Biokraftstoffanteils wiedergebenden Kennzeichnung und dem Hinweis „Achtung! Nur für Fahrzeuge mit Herstellerfreigabe“ zu versehen. (4) Werden Kraftstoffe mit metallischen Zusätzen an die Verbraucherin oder den Verbraucher abgegeben, so sind die entsprechenden Entnahmestellen mit dem Text „Enthält metallische Zusätze“ in einer angemessenen Größe in gut lesbarer Schriftart an einer deutlich sichtbaren Stelle zu kennzeichnen, wo auch die Informationen zum Kraftstofftyp angezeigt werden. (5) Die Erhältlichkeit von Additiven (Bleiersatz-Additive) für Ottokraftstoffe zur Verwendung gemäß § 3 Abs. 4 und eine entsprechende Kennzeichnung sind sicherzustellen.“
num: 7.
paragraphs: § 7 Abs. 1 und 2 lauten:
„(1) Die Meldeverpflichteten haben die Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit ihrer erstmals im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlich freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet verbrachten oder verwendeten Kraftstoffe oder des Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich gegenüber dem Kraftstoffbasiswert von 94,1 CO2-Äquivalent in g/MJ, stufenweise um 6,0% bis zum 31. Dezember 2020 zu senken. (2) Die Berechnung der Treibhausgasintensität einer Meldeverpflichteten oder eines Meldeverpflichteten nach Abs. 1 hat gemäß § 19a zu erfolgen.“
num: 8.
paragraphs: § 8 samt Überschrift wird durch folgende §§7a und 8 samt Überschriften ersetzt:
„Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte
§ 7a.(1) Die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 kann ganz oder teilweise per Vertrag auf Dritte übertragen werden, wobei die Ziele gemäß § 5 vorwiegend durch den Substitutionspflichteten oder die Substitutionsverpflichtete selbst zu erfüllen sind. Die durch Dritte zu diesem Zweck eingesetzten erneuerbaren Kraftstoffe müssen dabei im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden und den Bestimmungen der §§ 8, 9, 12 und 13 entsprechen. (2) Die von einem Dritten zur Erfüllung einer übertragenen Verpflichtung eingesetzten Mengen an erneuerbaren Kraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen können nicht zur Erfüllung der eigenen Verpflichtung des Dritten oder der Verpflichtung eines weiteren Verpflichteten eingesetzt werden. (3) Für eine Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es eines schriftlichen Vertrags mit Angaben darüber, für welche erneuerbaren Kraftstoffe und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen, in welchem mengenmäßigen Umfang und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der Erfüllung der Verpflichtungen durch einen Dritten gilt. (4) Soweit ein Dritter die nach § 5, 6 und 7 erforderlichen Angaben nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird davon ausgegangen, dass der Dritte die auf ihn übertragene Erfüllung der Verpflichtung nicht erfüllt hat und somit für die Verpflichtete oder den Verpflichteten nicht anrechenbar ist. (5) Dritte können die Erfüllung von Verpflichtungen übernehmen, wenn sie 1.selbst keinen Verpflichtungen gemäß § 5, 6 und 7 unterliegen oder 2.Verpflichtungen gemäß § 5 und/oder 6 und/oder 7 unterliegen und eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH in Bezug auf die Erfüllung ihrer Berichtspflicht gemäß § 20 in elNa vorliegt, dass ihre Verpflichtung, für das Verpflichtungsjahr bereits erfüllt wurde. (6) Sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH bezüglich der Höhe der übertragbaren Mengen an Biokraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen vorliegt, können diese Mengen in elNa bis zum 30. Juni des Berichtsjahres auf Dritte übertragen werden. (7) Für die Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte ist ein Antrag in elNa zu stellen, wobei das zu verwendende Muster von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen ist. Werden die Voraussetzungen für die Verpflichtungsübertragung auf Dritte gemäß Abs. 5 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.
Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen
§ 8.(1) Biokraftstoffe, unabhängig davon, ob die Ausgangsstoffe innerhalb oder außerhalb der Europäischen Union erzeugt wurden, werden auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet, wenn die Anforderungen gemäß § 12 zum Zeitpunkt des Inverkehrbringens durch die Substitutionsverpflichtete oder den Substitutionsverpflichteten erfüllt worden sind und diesbezüglich ein Nachhaltigkeitsnachweis gemäß § 13 oder § 17 vorliegt. (2) Für Biokraftstoffe, hergestellt aus Abfällen, Reststoffen aus land- oder forstwirtschaftlicher Produktion einschließlich der Fischerei oder von Aquakulturen, aus Reststoffen aus der Verarbeitung, aus zellulosehaltigem Non-Food-Material oder lignozellulosehaltigem Material, gilt Folgendes: 1.Biokraftstoffe aus Reststoffen können als solche angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 23 und 24 definierten Bedingungen erfüllt sind. 2.Biokraftstoffe aus Abfällen können auf die Verpflichtungen angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 22 definierten Bedingungen erfüllt sind und sie den Bestimmungen bezüglich Abfallhierarchie und ihrer Bestimmungen zum Lebenszykluskonzept hinsichtlich der allgemeinen Auswirkungen der Erzeugung und Bewirtschaftung der verschiedenen Abfallströme gemäß Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 70/2017, entsprechen. (3) Zur Anrechnung von Biokraftstoffen gemäß Abs. 2 sowie Kraftstoffen aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A auf die Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es für jeden spezifischen Ausgangsstoff oder im Fall von Kraftstoffen gemäß § 2 Z 14, für jeden dieser Kraftstoffe eines entsprechenden Nachweises über die Beschaffenheit, über die Herkunft, über die Verarbeitung des Ausgangsstoffs und über den Herstellungsweg des Kraftstoffs, der mittels Antrag an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln ist. Nach positiver Prüfung des Nachweises können derartige Kraftstoffe auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden. Die Anrechenbarkeit kann eine zeitliche, regionale und mengenmäßige Beschränkung für den jeweiligen Ausgangsstoff oder Kraftstoff enthalten. Die Umweltbundesamt GmbH hat das zu verwendende Muster für einen derartigen Antrag zu veröffentlichen. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen gemäß Abs. 1 bis 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen. (4) Der Beitrag von Biokraftstoffen, die aus Getreide und sonstigen Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt, Zuckerpflanzen, Ölpflanzen und aus als Hauptkulturen vorrangig für die Energiegewinnung auf landwirtschaftlichen Flächen angebauten Pflanzen hergestellt werden, wird 2020 gemäß § 7 der gegenständlichen Verordnung mit maximal 7% des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor berücksichtigt. Das gilt nicht für Biokraftstoffe, die aus den in Anhang XIII aufgeführten Rohstoffen hergestellt werden. (5) Biokraftstoffe, die in der Luftfahrt eingesetzt werden und die Bedingungen gemäß Abs. 1 erfüllen, können auf die Verpflichtungen nach § 7 entsprechend den Bedingungen in § 7a angerechnet werden. (6) Energieerzeugnisse mit einem Bioethanolanteil von weniger als 65% v/v, denen Bioethanol enthaltende Waren der Unterposition 3824 90 97 der Kombinierten Nomenklatur zugesetzt werden, dürfen nicht auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.“
num: 9.
paragraphs: § 9 Abs. 1 und 2 lauten:
„(1) Biokraftstoffe, die die Anforderungen gemäß § 12 erfüllen und auf die Ziele gemäß § § 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann mit Biokraftstoffen, welche die Bestimmungen gemäß § 12 nicht erfüllen, vermischt werden, wenn durch die Aufzeichnungen mittels Massenbilanzsystems gemäß § 10 eine eindeutige Zuordnung und Verfolgung der Mengen nachhaltiger und nicht nachhaltiger Biokraftstoffe sichergestellt ist. (2) Biokraftstoffe, die mit unterschiedlichen Nachhaltigkeitseigenschaften gemäß § 12 produziert wurden und die auf die Zielvorgaben nach § § 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann vermischt werden, wenn durch die Aufzeichnungen mittels Massenbilanzsystems gemäß § 10 nachvollziehbar sichergestellt ist, dass die Summe sämtlicher Biokraftstoffe, die dem Gemisch entnommen werden, dieselben Nachhaltigkeitseigenschaften in denselben Mengen hat wie die Summe sämtlicher Biokraftstoffe, die dem Gemisch zugefügt wurden.“
num: 10.
paragraphs: In § 10 wird im ersten Satz der Ausdruck „§ § 5 und 7“ durch den Ausdruck „§ § 5,6, und 7“ ersetzt; in Z 6 entfällt der Ausdruck „gemäß § 19 Abs. 5“.
num: 11.
paragraphs: § 11 lautet:
„§ 11.(1) Elektrischer Strom aus erneuerbarer Energie, der durch Letztverbraucherinnen oder Letztverbraucher nachweislich im Verpflichtungsjahr als Antrieb für elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet eingesetzt wird und von gemäß § 14 Abs. 6a registrierten Stromanbietern stammt, kann auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und/oder 7 angerechnet werden. (2) Die gemäß Abs. 1 verbrauchte Menge an Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen können von einem Stromanbieter, der keinen Verpflichtungen gemäß §§ 5 und 7 unterliegt, für die Anrechung auf die Verpflichtungen gemäß §§ 5 und/oder 7 auf eine Verpflichtete oder einen Verpflichteten übertragen werden. Für die Übertragung bedarf es eines schriftlichen Vertrages der oder des nach §§ 5 und 7 Verpflichteten und des Stromanbieters mit Angaben darüber, für welche Strommenge und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der vom Stromananbieter übertragenen Strommenge aus erneuerbarer Energie und der entsprechenden Lebenszyklustreibhausgasemissioen an die Verpflichtete oder den Verpflichteten gilt. (3) Sollen Strommengen und/oder die Lebenszyklustreibhausgasemissionen auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und 7 angerechnet werden, so sind bis zum 1. März des dem Verpflichtungsjahr folgenden Kalenderjahres vom Stromanbieter die Daten gemäß Z 1 und/oder Z 2 für beide Ziffern getrennt in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln: 1.Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der nachweislich im Verpflichtungsjahr an Ladestellen abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge eindeutig der Ladung von elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen zurechenbar ist, sind Angaben a)zur eindeutigen Identifizierung des Ladepunktes und b)die durch nachvollziehbare Aufzeichnungen dokumentierte energetische Menge an elektrischem Strom zu übermitteln. 2.Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der im Verpflichtungsjahr vom Stromanbieter hauptsächlich an Ladepunkten abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge nicht eindeutig auf einzelne Verwendungsarten zurechenbar ist, sind vom Stromanbieter überprüfbare, nachvollziehbare Aufzeichnungen über jene Stromkundinnen oder Stromkunden zu führen, die im Verpflichtungsjahr nachweislich ein rein elektrisch betriebenes Fahrzeug betrieben haben. Für diese Strommenge sind vom Stromanbieter Angaben über a)die Anzahl der von seinen Stromkundinnen oder Stromkunden nachweislich betriebenen Kraftfahrzeugen mit reinem Elektroantrieb sowie b)die nach Anhang Xa Teil C abgeschätzte Strommenge zu übermitteln. Für die Abschätzung der jährlichen zurückgelegten Strecke der Elektrofahrzeuge ist der jährlich durch die Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Wert heranzuziehen. (4) Die Umweltbundesamt GmbH stellt nach positiver Prüfung der übermittelten Unterlagen für die nachvollziehbar abgegebene Menge an aus erneuerbarer Energie erzeugtem elektrischen Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen eine Bescheinigung aus, die in Summe oder in Teilen von nach §§ 5 und 7 Verpflichteten auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden kann. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von elektrischem Strom nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.“
num: 12.
paragraphs: § 12 lautet:
„§ 12.(1) Für Ausgangsstoffe von Biokraftstoffen, die auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, sind die in Anhang XI angeführten Nachhaltigkeitskriterien einzuhalten. (2) Bei Verwendung landwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für nachhaltige Biokraftstoffe gelten die Anforderungen der Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe, BGBl. II Nr. 250/2010. Bei Verwendung forstwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für die Produktion nachhaltiger Biokraftstoffe ist die Erfüllung der Rechtsvorschriften über forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe Voraussetzung. (3) Für Biokraftstoffe, die auf die Ziele gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, gilt Folgendes: 1.Für Biokraftstoffe, die in Anlagen erzeugt werden, die nach dem 5. Oktober 2015 in Betrieb gegangen sind, gilt eine Minderungsquote an Lebenszyklustreibhausgasemissionen von mindestens 60% gegenüber dem Referenzwert gemäß § 19 Abs. 4. 2.Für Biokraftstoffe, die in Anlagen erzeugt werden, die am 5. Oktober 2015 oder davor in Betrieb waren, ist eine Minderungsquote an Lebenszyklustreibhausgasemissionen von mindestens 50 % zu erfüllen gegenüber dem Referenzwert gemäß § 19 Abs. 4. 3.Die Berechnung der durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielten Einsparung bei den Lebenszyklustreibhausgasemissionen erfolgt gemäß § 19. (4) Biokraftstoffe gelten nur dann als nachhaltig, wenn diese Biokraftstoffe oder der entsprechende Nachweis ihrer Nachhaltigkeit gemäß § 13 noch nicht in einem anderen Mitgliedstaat auf die Verpflichtung gemäß Art. 3 Abs. 4 der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 16, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513 und Art. 7a der Richtlinie 98/70/EG, angerechnet wurden.“
num: 13.
paragraphs: In § 13 Abs. 2 wird der Ausdruck „§ 17 Abs. 4“ auf „§ 17 Abs. 3“ geändert.
num: 14.
paragraphs: § 13 Abs. 2 Z 2 lit. c) lautet:
„c)Für nicht land- oder forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe muss ein durch die Umweltbundesamt GmbH anerkannter gleichwertiger Nachweis über die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG erbracht werden. Dieser Nachweis hat jedenfalls eine eindeutige Identifikation des eingesetzten Ausgangsstoffs zu ermöglichen sowie gegebenenfalls im Einzelfall durch die Umweltbundesamt GmbH festzulegende weitere Angaben zu enthalten, die für eine Beurteilung der Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG notwendig sind.“
num: 15.
paragraphs: § 13 Abs. 3 lautet:
„(3) Die Ausstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen hat spätestens bei Eigentumsübergang der Ware zu erfolgen. Die Nachhaltigkeitsnachweise sind unverzüglich nach der Ausstellung in elektronischer Form in elNa an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.“
num: 16.
paragraphs: § 13 Abs. 4 lautet:
„(4) Für Biokraftstoffe, die in Betrieben in anderen Mitgliedstaaten oder Drittstaaten hergestellt werden, und die auf die Ziele gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, ist der Nachweis der Nachhaltigkeit gemäß § 17 zu erbringen.“
num: 17.
paragraphs: § 13 Abs. 5 lautet:
„(5) Für Biokraftstoffe, die aus Abfall oder Reststoffen, mit Ausnahme von land- oder forstwirtschaftlichen Reststoffen und Reststoffen aus Fischerei und Aquakulturen, hergestellt worden sind und den in § 8 Abs. 2 Z 1 und 2 genannten Bedingungen entsprechen, entfällt der Nachweis über die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien für die Ausgangsstoffe.“
num: 18.
paragraphs: § 13 Abs. 6 Z 2 lautet:
„2.die Angabe, ob die betreffende Anlage bis inklusive 5. Oktober 2015 oder danach in Betrieb genommen wurde,“
num: 19.
paragraphs: § 13 Abs. 6 Z 5 lautet:
„5.die durch die Umweltbundesamt GmbH vergebene Registrierungsnummer oder Angaben zur Kontrollstelle, die den Nachhaltigkeitsnachweis bestätigt hat und/oder die Angabe zu einem freiwilligen System gemäß Art. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG und/oder Angaben über die Berücksichtigung der in Art. 17 Abs. 7 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b Abs. 7 der Richtlinie 98/70/EG genannten Aspekte,“
num: 20.
paragraphs: In § 13 Abs. 6 Z 9 entfällt das Wort „doppelten“.
num: 21.
paragraphs: § 13 Abs. 7 erster Satz lautet:
„(7) Nachhaltigkeitsnachweise sind nach dem von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Muster in elNa auszustellen.“
num: 22.
paragraphs: § 13 Abs. 8 Z 1 erster Satz lautet:
„1.Die Umweltbundesamt GmbH stellt für Teilmengen von in Österreich produzierten oder nach Österreich importierten Biokraftstoffen, für die bereits ein Nachhaltigkeitsnachweis ausgestellt worden ist, auf Antrag des Inhabers des Nachhaltigkeitsnachweises Nachhaltigkeits-Teilnachweise in elNa aus.“
num: 23.
paragraphs: In § 13 Abs. 8 Z 2 wird folgender 2. Satz angefügt:
„Nachhaltigkeits-Teilnachweise sind nach dem von der Umwelbundesamt GmbH veröffentlichten Muster in elNa auszustellen.“
num: 24.
paragraphs: In § 14 Abs. 1 wird nach dem erster Satz folgender Satz eingefügt:
„Die Registrierung erfolgt elektronisch über elNa.“
num: 25.
paragraphs: In § 14 Abs. 2 wird der Punkt am Ende des Satzes durch einen Beistrich ersetzt und folgende Wortfolge angefügt:
„insbesondere bezüglich der Verwendung von elNa“.
num: 26.
paragraphs: § 14 Abs. 3 zweiter Satz lautet:
„Ab Erhalt einer Registrierungsnummer ist dieser Betrieb befähigt, für die im Rahmen der Registrierung geprüften definierten Herstellungsprozesse Nachhaltigkeitsnachweise in elNa auszustellen.“
num: 27.
paragraphs: § 14 Abs. 6 lautet:
„(6) Betriebe, die nach § 2 Z 34 meldeverpflichtet sind oder die Biokraftstoffe in Österreich produzieren und die Nachhaltigkeit ihrer gesamten produzierten Biokraftstoffe ausschließlich mit einem Nachhaltigkeitssystem gemäß § 17 Abs. 3 nachweisen sowie Betriebe, die Kraftstoffe handeln, die im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden, haben sich bei der Umweltbundesamt GmbH einer vereinfachten Registrierung zu unterziehen. Teil der vereinfachten Registrierung ist eine von der Umweltbundesamt GmbH durchzuführende Schulung der Betriebe, insbesondere bezüglich der Verwendung von elNa. Mit der vereinfachten Registrierung erhält jeder Betrieb eine eindeutige Registrierungsnummer. Änderungen, die Firmendaten betreffen, sind der Umweltbundesamt GmbH in ausreichend dokumentierter Form unverzüglich schriftlich zur Kenntnis zu bringen.“
num: 28.
paragraphs: In § 14 wird nach dem Abs. 6 ein Abs. 6a angefügt:
„(6a) Stromanbieter, die den Beitrag von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen gemäß § 11 auf die Ziele gemäß §§ 5 und 7 anrechnen lassen wollen, müssen sich bei der Umweltbundesamt GmbH registrieren.“
num: 29.
paragraphs: § 15 entfällt.
num: 30.
paragraphs: § 16 entfällt.
num: 31.
paragraphs: § 17 Abs. 2 und 3 lauten:
„(2) Nachhaltigkeitsnachweise, die aus Drittstaaten stammen und die gemäß einem Beschluss der Europäischen Kommission nach Art. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG auf Basis eines Vertrags, den die Europäische Union mit einem Drittstaat geschlossen hat, den Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG entsprechen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen. (3) Nachhaltigkeitsnachweise, die gemäß einem Beschluss der Europäischen Kommission nach Art. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG auf Basis freiwilliger nationaler oder internationaler Regelungen die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG erfüllen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen.“
num: 32.
paragraphs: § 17 Abs. 4 entfällt, Abs. 5 erhält die Absatzbezeichnung „(4)“.
num: 33.
paragraphs: Im gesamten § 18 Abs. 1 ist jeweils die Wortfolge„Der Bundesminister für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft“ durch die Wortfolge „Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus“ zu ersetzen. In § 18 Abs. 1 zweiter Satz wird die Wortfolge „in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 64/2002“ durch die Wortfolge „zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 40/2014“ ersetzt.
num: 34.
paragraphs: In § 18 Abs. 2 wird der Ausdruck „2011/63/EU“ durch den Ausdruck „(EU) 2015/1513“ ersetzt.
num: 35.
paragraphs: In § 18 Abs. 3 Z 1 wird nach dem Ausdruck §§ 5 der Ausdruck „6,“ und nach dem Ausdruck 7 die Wortfolge „und 7a“ eingefügt; weiters wird in Abs. 3 Z 1 der Satz „Im Rahmen der vor Ort Kontrollen sind auf Verlangen die entsprechenden Verträge gemäß §§7, 7a und 11 vorzulegen“ angefügt; der Abs. 4 entfällt, der Abs. 5 erhält die Absatzbezeichnung „(4)“.
num: 36.
paragraphs: In § 18 Abs. 3 wird nach der Z 3 die Z 4 angefügt:
„4.Für die Prüfung der Anrechnungsvoraussetzungen gemäß § 11 sind vom Stromanbieter innerhalb einer angemessenen Frist entsprechende Unterlagen zur Prüfung vorzulegen.“
num: 37.
paragraphs: In § 19 Abs. 1 Z 1 lit. b wird das Wort „Ziffer“ durch den Buchstaben „Z“ ersetzt.
num: 38.
paragraphs: In § 19 Abs. 1 Z 3 wird das Wort „Ziffer“ durch den Buchstaben „Z“ ersetzt.
num: 39.
paragraphs: § 19 Abs. 3 und 4 lauten:
„(3) Für in Österreich hergestellte Biokraftstoffe, für die keine Standardwerte gemäß Anhang X vorliegen, sind für die Emissionsberechnungen tatsächlichen Werte oder die im Verlautbarungsblatt der Agrarmarkt Austria oder die durch die Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Werte heranzuziehen. (4) Für die Einhaltung der Bestimmungen gemäß § 12 Abs. 3 ist der Referenzwert von 83,8 CO2-Äquivalent in g/MJ zu verwenden.“
num: 40.
paragraphs: Nach § 19 werden die §§ 19a und 19b samt Überschriften eingefügt:
„Berechnung der Treibhausgasintensität derKraftstoffe und Energieträger eines Meldeverpflichteten
§ 19a.(1) Die Berechnung der Treibhausgasintensität einer Meldeverpflichteten oder eines Meldeverpflichteten gemäß § 7 erfolgt entsprechend Anhang Xa Teil A. (2) Die für die Berechnung gemäß Abs. 1 benötigten Mengen der einzelnen Kraftstoffarten ergeben sich aus den übermittelten Daten gemäß Anhang I Tabelle 1 Z 17 „POSITIONSDATEN e-VD“ Buchstabe d „Menge“, Buchstabe f „Nettogewicht“ und Buchstabe o „Dichte“ der Verordnung 684/2009/EG zur Durchführung der Richtlinie 2008/118/EG in Bezug auf die EDV-gestützten Verfahren für die Beförderung verbrauchsteuerpflichtiger Waren unter Steueraussetzung, ABl. Nr. L 194 vom 29.07.2009 S. 24, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2016/379, ABl. Nr. L 72 vom 17.03.2016 S. 13. (3) Die Umrechnung der Kraftstoffmengen in die unteren Heizwerte erfolgt für Biokraftstoffmengen anhand der in Anhang IX aufgeführten Energiedichten und für Mengen von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs anhand der im Anhang Xa Teil B angeführten Werte. (4) Für die Berechnung der Energiemengen gemeinsam verarbeiteter Ausgangsstoffe oder Kraftstoffmengen gilt Folgendes: a)Die Verarbeitung umfasst jede Veränderung während des Lebenszyklusses eines gelieferten Kraftstoffs oder Energieträgers, die zu einer Veränderung der Molekularstruktur dieses Erzeugnisses führt. Die Zugabe eines Denaturierungsmittels fällt nicht unter diese Verarbeitung. b)Die Menge Biokraftstoffe, die zusammen mit Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Menge des mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Anhang X Teil C Z 17 des anhand der Energiebilanz und der Effizienz des Mitverarbeitungsprozesses bestimmt. c)Werden unterschiedliche Biokraftstoffe mit fossilen Kraftstoffen vermischt, so berücksichtigen die Meldeverpflichteten Menge und Art der einzelnen Biokraftstoffe in der Berechnung und teilen sie im Rahmen der Berichtspflicht gemäß § 20 mit. d)Die Menge des gelieferten Biokraftstoffs, die nicht die Nachhaltigkeitskriterien nach § 12 erfüllt, wird als fossiler Kraftstoff gezählt. e) Für die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen im Rahmen des Gesamtkonzepts der Gemeinschaft zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 1, zuletzt geändert durch die Berichtigung ABl. Nr. L 105 vom 21.04.2016 S. 24, wird ein E85-Benzin-Ethanol-Gemisch als separater Kraftstoff berechnet. (5) Die Upstream-Emissions-Reduktionen (UER) werden entsprechend den Anforderungen des § 19b ermittelt. (6) Die Treibhausgasintensität jedes Kraftstoffs oder Energieträgers ist wie folgt zu berechnen: a)Die Treibhausgasintensität von fossilen Kraftstoffen und erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs ist die in Spalte 4 der Tabelle in Anhang Xa Teil D aufgelistete gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität je Kraftstoffart. b)Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien gemäß § 12 erfüllen, wird gemäß § 19 berechnet. Wurden die Daten zu den Lebenszyklustreibhausgasemissionen entsprechend einer Übereinkunft oder einem System gemäß § 17 Abs. 3 gewonnen, so werden diese Daten auch zur Bestimmung der Treibhausgasintensität dieser Biokraftstoffe herangezogen. c)Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien nach § 12 nicht erfüllen, entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus konventionellem Rohöl oder -gas gewonnenen Kraftstoffs. d)Die Treibhausgasintensität von elektrischem Strom wird für Österreich nach den geeigneten internationalen Normen durch die Umweltbundesamt GmbH berechnet und jährlich veröffentlicht. e)Bei der Berechnung der Treibhausgasintensität gemeinsam verarbeiteter Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs und von Biokraftstoffen gilt, dass die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die zusammen mit fossilen Kraftstoffen verarbeitet werden, den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder gibt.
Upstream Emissions-Reduktionen
§ 19b.(1) Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten gemäß § 2 Z 20, die in einem beliebigen Land bei Förderstellen von fossilen Rohstoffen bzw. im Upstream Bereich generiert wurden, können von einem nach § 7 Verpflichteten auf die Treibhausgasintensität eines beliebigen Kraftstoffes angerechnet werden. Die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen für das Verpflichtungsjahr 2020 auf die Ziele gemäß § 7 kann erfolgen, wenn 1.die Upstream Emissions-Reduktionen nur auf den die Upstream-Emissionen betreffenden Teil der durchschnittlichen Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG, LNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden. Die Obergrenzen für die Anrechnung sind gemäß Anhang X Teil E zu berechnen und einzuhalten; 2.sie mit Projekten in Verbindung stehen, aus denen die ersten Emissions-Reduktionen nachweislich nach dem 1. Januar 2011 generiert wurden und nachweislich im Jahr 2020 erbracht wurden. 3. a)ein in Österreich positiv beurteilter Projektantrag entsprechend Abs. 2 vorliegt, die Abschätzung und Validierung der Upstream Emissions-Reduktionen im Rahmen dieses Projekts gemäß Abs. 3 durchgeführt wurden und ein positiv beurteilter Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 vorliegt oder b)ein Nachweis für Reduktionen aus Upstream Emissionen für das Jahr 2020 aus Systemen anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union vorliegt. Dieser Nachweis ist nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen, wenn dieser Nachweis durch die von der Behörde benannten Stelle, die in diesem Mitgliedstaat für die Nachweisführung zuständig ist, anerkannt ist oder c)wenn Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten stammen, deren zertifizierte Emissionsreduktionen in einem Register entsprechend § 43 des Emissionszertifikategesetzes 2011 – EZG 2011, BGBl. I Nr. 118/2011, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 128/2015, registriert sind; 4.im Land, in dem die entsprechenden Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können; 5.für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen ein Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 an die Umweltbundesamt GmbH gerichtet wurde. 6.Die Umweltbundesamt GmbH hat eine Liste der in Österreich anerkannten Systeme und Nachweise für Reduktionen aus Upstream Emissionen aus anderen Mitgliedstaaten zu veröffentlichen. (2) Der Antrag für ein in Österreich anzuerkennendes Projekt zur Reduktion von Upstream Emissionen muss den folgenden Bedingungen entsprechen: 1.Der Antrag ist ab 1. Jänner 2019 bis spätestens 1. April 2021 in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten, die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen. 2.Der Antrag hat folgende Angaben zu enthalten: a)Namen und die Anschrift des Projektträgers; b)Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Validierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4; c)Optional Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4; d)das Startdatum des Projekts, jenes Datum, an dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt generiert wurden; e)die geschätzten erwarteten jährlichen Upstream- Emissionsreduktionen in gCO2-Äq; f)den Zeitraum im Jahr 2020, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt werden; g)das Datum, ab dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt erreicht werden sollen; h)den der Emissionsquelle am nächsten gelegene Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle. Im Falle von Projekten mit räumlich verteilten Standorten der Emissionsreduktionen ist der geographische Mittelpunkt des Projekts zu wählen; i)die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO2-Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs, sowie eine Beschreibung, wie die Baseline-Emissionen geschätzt wurden; j)die verwendeten Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3; k)bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung: aa)das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre, insbesondere als Durchschnittswert des Jahres vor dem Startdatum des Projekts und im Berichtsjahr; bb)den Lagerstättendruck; cc)die Tiefe; dd)sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle; l)eine Projektdokumentation, die eine technische Beschreibung der Projekttätigkeit, des Projektziels, der Systemgrenzen und der Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3 umfasst; m)Die Dokumentation aller relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen, die mit dem Projekt in Zusammenhang stehen; n)Die Dokumentation darüber, dass durch die Durchführung des Projekts zusätzliche Einsparungen von Upstream Emissionen möglich sind, die im Vergleich zum wahrscheinlichsten Referenzfall ohne die Durchführung eines derartigen Projektes nicht generiert werden könnten; o)Eine Darstellung der geplanten Überwachungstätigkeit und die Dokumentation der Überwachungstätigkeit der Treibhausgasemissionen im Rahmen der Projekttätigkeit durch den Projektträger entsprechend den Bestimmungen der ÖNORM ISO 14064, „Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012. Die Ergebnisse der Überwachung müssen dabei eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 über die Prüfung von Treibhausgasemissionsberichten und Tonnenkilometerberichten sowie die Akkreditierung von Prüfstellen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/91/EG, ABl. Nr. L 275 vom 25.10.2003 S. 32, zuletzt geändert mit Beschluss (EU) 2015/1814 ABl. Nr. L 264 vom 09.10.2015 S. 1, und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG, ABl. Nr. L 181 vom 12.07.2012 S. 30; p)Angaben darüber, ob eine Antragstellung im Zusammenhang mit erwarteten Upstream Emissions-Reduktionen aus diesem bereits in einem anderen Mitgliedstaat erfolgt oder geplant ist; q)Ein Nachweis, dass in den Ländern, in denen die Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden, oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können; r)Einen Validierungsbericht gemäß Abs. 3 Z 4, der eine zusätzliche Emissionsminderung durch die Projekttätigkeit erwarten lässt; s)Optional einen oder mehrere Verifizierungsberichte gemäß Abs. 3 Z 4. 3.Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus erteilt nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH eine schriftliche Zustimmung über die grundsätzliche Anerkennung des beantragten Projekts hinsichtlich der Anrechenbarkeit von Upstream Emissions-Reduktionen auf die Verpflichtungen gemäß § 7 und teilt dabei eine eindeutige nicht wiederverwendbare Nummer für das Projekt mit, mit der das Projekt, das Berechnungsverfahren und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden können. Werden die Voraussetzungen für die grundsätzliche Anerkennung des Projekts gemäß Abs. 1 bis 2 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid abzulehnen. (3) Upstream Emissions-Reduktionen (UER) im Rahmen eines Projekts, das in Österreich entsprechend eines Antrags gemäß Abs. 2 anerkannt werden soll, müssen nach den folgenden Bestimmungen abgeschätzt, validiert und verifiziert werden: 1.Upstream Emissions-Reduktionen haben nach Grundsätzen und Normen geschätzt zu werden, die in ÖNORM EN ISO 14064, „Treibhausgase“, ÖNORM EN ISO 14065 „Treibhausgase – Anforderungen an Validierungs- und Verifizierungsstellen für Treibhausgase zur Anwendung bei der Akkreditierung oder anderen Formen der Anerkennung“, ausgegeben am 15. Juli 2013 und ISO 14066, „Greenhouse gases — Competence requirements for greenhouse gas validation teams and verification teams“, ausgegeben am 15. April 2011, festgelegt sind. 2.Die Berechnung der Emissionen hat gemäß dem Prinzip der Konservativität zu erfolgen und alle relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen zu berücksichtigen. Die Prüfung der Zusätzlichkeit der Einsparungen von Upstream Emissionen hat gemäß der ÖNORM EN ISO 14064 zu erfolgen. 3.Projekte gemäß Abs. 2 müssen validiert und verifiziert werden, wobei Validierungs- und Verifizierungsstellen grundsätzlich zwei verschiedene Stellen sein müssen. Auf Antrag durch den Projektträger beim BMNT können in begründeten Fällen diesbezügliche Ausnahmen gewährt werden. 4.Die Validierung des Projekts hat vor Ort und anhand von Unterlagen entsprechend den in den ÖNORM EN ISO 14064, ÖNORM EN ISO 14065, und ISO 14066 festgelegten Grundsätzen durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Validierungsstelle zu erfolgen. Die Überprüfung der Methoden für die Berechnung von Upstream Emissions-Reduktionen muss dabei mit ÖNORM ISO 14064-3 „Treibhausgase – Teil 3: Spezifikation mit Anleitung zur Validierung und Verifizierung von Erklärungen über Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012, im Einklang stehen. 5.Die Verifizierung, Berichterstattung und Überprüfung der Upstream Emissions-Reduktionen und der Baseline-Emissionen muss im Einklang mit ÖNORM EN ISO 14064 durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Verifizierungsstelle erfolgen. Die Ergebnisse der Verifizierung müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012. Die Verifizierung muss anhand der Überwachungsberichte sowie anderer Unterlagen und vor Ort durchgeführt werden. (4) Die Anrechnung von zertifizierten Emissionsreduktionen gemäß Abs. 1 Z 3c als Upstream Emissions-Reduktionen ist möglich, sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH vorliegt, dass 1.die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekten oder Projektteilen im Sinn des § 2 Z 20 stammen und der als Nachweis notwendige Monitoring-Report sich auf das Jahr 2020 bezieht; 2.die erforderlichen Daten an die Umweltbundesamt GmbH übermittelt wurden, die eine eindeutige Identifikation des Projekts und der daraus resultierenden Emissionsreduktionen im Sinn des § 2 Z 20 ermöglichen; 3.die zertifizierten Emissionsreduktionen im Register entsprechend § 43 EZG 2011 durch die Umweltbundesamt GmbH gelöscht wurden; 4.die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekttätigkeiten nicht durch eine Maßnahme nach Artikel 11a Abs. 9 der Richtlinie 2003/87/EG von der Anrechnung auf einen europäischen Emissionshandel ausgeschlossen sind. (5) Ein Antrag hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf das Ziel gemäß §7 muss unter Einhaltung der folgenden Bedingungen durch einen Verpflichteten bzw. durch eine Gruppe von Verpflichteten gemäß § 7 oder im Falle der Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen des § 7 auf Dritte gemäß § 7a durch Dritte gestellt werden. Die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen. Der Antrag ist ab 1. Jänner 2020 bis spätestens 1. August 2021 in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten und hat folgende Angaben zu enthalten: 1.Name und Anschrift des Antragstellers; 2.Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß § 19b Abs. 3 Z 4; 3.die Menge der Upstream Emissions- Reduktionen, die auf die Ziele gemäß § 7 angerechnet werden sollen; 4.im Falle eines in Österreich anerkannten Projekts zur Reduktion der Upstream Emissionen die Projektnummer des zugrunde liegenden Projekts gemäß Abs. 2 Z 3 und die entsprechenden Verifizierungsberichte; 5.im Falle eines Nachweises gemäß Abs. 1 Z 3b und c die entsprechenden Unterlagen, die eine nachvollziehbare überprüfbare Dokumentation der Nachweise ermöglichen; 6.eine Erklärung des Antragstellers, dass die anrechenbaren Upstream Emissions-Reduktion nicht bereits in einem anderen Mitgliedstaat der Europäischen Union geltend gemacht wurde oder eine Geltendmachung beabsichtigt wird; (6) Die Anträge sind durch die Umweltbundesamt GmbH zu prüfen, wobei im Falle von Unklarheiten und unzureichenden Angaben entsprechende Nachforderungen an die Antragsteller durch die Umweltbundesamt GmbH gestellt werden können. Im Falle eines positiv beurteilten Antrages hat die Umweltbundesamt GmbH die entsprechenden Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele nach § 7 anzurechnen, den mit einer eindeutigen Nummer versehenen Antrag zu veröffentlichen und die zur Identifikation der angerechneten Upstream Emissions-Reduktionen notwendigen Daten unverzüglich an die für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen zuständige Behörde der anderen Mitgliedstaaten zu senden. Werden die Voraussetzungen für den Antrag nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.“
num: 41.
paragraphs: In § 20 werden die Abs. 2 und 3 durch folgende Abs. 2 bis 6 ersetzt:
„(2) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 Z 1 haben der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus jährlich einen Bericht vorzulegen, der insbesondere folgende Angaben zu enthalten hat: 1.einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten, verwendeten oder gehandelten Mengen aller flüssigen und gasförmigen fossilen Kraftstoffe und Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts gemäß § 2 Z 28 und 30; a)Der Ursprung gemäß § 2 Z 28 ist zumindest in folgenden Fällen zu melden: aa)wenn der Meldeverpflichtete eine Person oder Gesellschaft ist, die gemäß Artikel 1 der Verordnung 2964/95/EG zur Schaffung eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und –lieferungen in der Gemeinschaft, ABl. Nr. L 310 vom 22.12.1995 S. 5, eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält; bb)wenn der Meldeverpflichtete mit anderen Anbietern von Kraftstoffen eine Vereinbarung über die Weitergabe von Informationen betreffend des Ursprungs der Kraftstoffe geschlossen hat. In allen anderen Fällen bezieht sich die Meldung des Ursprungs darauf, ob der Ursprung des Kraftstoffs in der EU oder nicht in der EU liegt. b)Bei Meldeverpflichteten, die KMU sind, bezeichnen die Begriffe Ursprung und Erwerbsort entweder die EU oder ein Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und/oder Öl aus bituminösen Mineralien liefern. c)Ist der Handelsname des verwendeten Rohstoffs nicht in der Liste in Anhang XIV enthalten, so sind bei der Berichtslegung der Handelsnamen und die entsprechenden Daten der Liste im Anhang XIV nach Möglichkeit zu ergänzen. 2.einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller flüssigen und gasförmigen Biokraftstoffe unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts, untergliedert nach: a)den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 genügen sowie den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 nicht genügen b)den Mengen, die aus den Ausgangsstoffen in Anhang XII Teil B und Anhang XIII angeführten Rohstoffen hergestellt wurden. Werden unterschiedliche Rohstoffe verwendet, so geben die Meldepflichtigen die Menge des Endprodukts für jeden Einsatzstoff an, die im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde. 3.einen Nachweis über die in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller sonstiger erneuerbarer Kraftstoffe für den Einsatz in Kraftfahrzeugen, mit Angaben zur Art und Menge der Kraftstoffe; 4.einen Nachweis über alle gemäß § 19a Abs. 4 gemeinsam verarbeiteter Kraftstoffmengen mit Angaben zur Art und Menge der einzelnen Ausgangsstoffe sowie Ort und Zeitpunkt der Herstellung des Endprodukts; 5.einen Nachweis, dass die zur Zielerreichung gemäß §§ 5, 6 und 7 anzurechnende erneuerbare Energie den Kriterien nach § 12 entspricht, sowie eine tabellarische Auflistung der einzelnen Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten für die erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbrachten oder verwendeten Biokraftstoffe und 6.die Höhe der nach § 19 berechneten Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen und nach § 19a der Treibhausgasintensität jedes einzelnen in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Kraftstoffs und Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich pro Energieeinheit und den spezifischen Summenwert, gemäß den jeweiligen Anteilen an der Gesamtmenge im jeweiligen Berichtsjahr. Die Berechnungsergebnisse nach § 19 sind einschließlich der vorläufigen Mittelwerte der geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen durch Biokraftstoffe gemäß Anhang XII anzugeben. 7.Bei den entsprechend §19b Abs. 1 Z 5 anzurechnende UERs sind für jedes einzelne anzurechnende UER Projekt folgende Angaben zu berichten: a)das Startdatum des Projekts; b)die jährlichen Emissionsreduktionen in CO2-Äquivalent in g/MJ; c)den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden; d)den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle; e)die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO2-Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs; f)die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden; g)die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig identifiziert werden; h)bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre und im Berichtsjahr, den Lagerstättendruck, die Tiefe sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle. (3) Wird die Erfüllung einer Verpflichtung gemäß § 7a auf Dritte übertragen, so haben 1.die Dritten auf Grund ihrer vertraglichen Verpflichtung die erforderlichen Nachweise gemäß Abs. 2 zu den von ihnen in Verkehr gebrachte Menge der unterschiedlichen Kraftstoffe und Energieträger zu übermitteln; 2.die Verpflichteten Angaben über die vertraglich übernommene Erfüllung der Verpflichtungen durch Dritte mitzuteilen; (4) Die jeweiligen Nachweise gemäß Abs. 2 haben für den Zeitraum eines Kalenderjahres beginnend mit 1. Jänner 2013 spätestens am 1. Mai des darauf folgenden Jahres bei der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus in elektronischer Form einzulangen. (5) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 haben der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus für den Zeitraum eines Quartals spätestens am Monatsletzten des darauf folgenden Monats eine tabellarische Auflistung der einzelnen ausgestellten, in Verkehr gebrachten oder gehandelten Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten in elNa zu übermitteln. (6) Die Daten für alle Berichtspflichten sind in elNa oder durch von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Muster in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.“
num: 42.
paragraphs: §§ 21und 22 samt Überschriften lauten:
„Kostenersatz
„§ 21. Die Umweltbundesamt GmbH kann für folgende Tätigkeiten einen angemessenen Kostenersatz von den Betrieben einheben:
1.Registrierung bzw. Änderung der Registrierung der Betriebe, die Biokraftstoffe herstellen oder die Biokraftstoffe zum Zweck des Weiterhandelns aufnehmen in elNa (§ 14); 2.Überprüfung und Kontrolle (§§ 13, 17, 18); 3.Registrierung und Zulassung von Biokraftstoffen aus Abfällen und Reststoffen, die auf das Substitutionsziel nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen; 4.Ausstellung von Nachweisen zur Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen (§ 11); 5.Antragsprüfung für UER-Projekte und Antragsprüfung für die Anrechnung von UER-Emissionen (§ 19b); Antragsprüfung und Umwandlung von zertifizierten Emissionsreduktionen in Upstream Emissions-Reduktionen (§ 19b Abs. 4); 6.Prüfung des Antrags zur Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte (§ 7a); 7.Prüfung des Antrags auf Reduktion der Verpflichtung nach § 6.“
Ausgleichsbetrag
§ 22.(1) Kommt ein Verpflichteter seinen Verpflichtungen nach §§ 5, 6 oder 7 nicht nach, wird für die nach dem Energiegehalt berechnete Fehlmenge ein Ausgleichsbetrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus festgesetzt. 1.In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß §§ 5 und 6 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages für den nach § 5 zu substituierenden Anteil von fossilem Ottokraftstoff 43 Euro pro Gigajoule und für den zu substituierenden Anteil von fossilem Dieselkraftstoff 19 Euro pro Gigajoule. 2.In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß § 7 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages 15 Euro pro Tonne CO2 Äquivalent. Der Ausgleichsbetrag wird unter der Annahme berechnet, dass die Treibhausgasminderung der Fehlmenge pro Energieeinheit so hoch gewesen wäre wie die durchschnittliche Treibhausgasminderung pro Energieeinheit aller Biokraftstoffe, die im Vorvorjahr in Österreich zur Erfüllung der Verpflichtungen nach § 5 zum Tragen gekommen sind. (2) Soweit im Falle der Verpflichtungen gemäß §§ 5, 6 und 7 Dritte ihre vertraglich übernomme Erfüllung von Verpflichtungen nicht leisten, wird der Ausgleichsbetrag gegenüber dem Verpflichteten mit Bescheid festgelegt. (3) Soweit der Verpflichtete die nach § 7a erforderlichen Angaben nicht oder nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird entsprechend der vom Verpflichteten im vorangegangenen Kalenderjahr in Verkehr gebrachten Mengen an Kraftstoffen die für die Zielsetzungen im Verpflichtungsjahr ausschlaggebende Menge geschätzt und als Basis für die Berechnung der Höhe ders Ausgleichsbetrages per Bescheid festgelegt. Die Schätzung unterbleibt, soweit der Verpflichtete im Rahmen der Anhörung zum Festsetzungsbescheid die Mitteilung nachholt.“
num: 43.
paragraphs: Dem § 23 werden folgende Abs. 4 und 5 angefügt:
„(4) § 1 Abs. 1 und 2, § 2 Z 1-36, § 3 Abs. 1 Z 1, 2, 3, 5, 8, 9, 10 bis 12 und Abs. 4, §§ 5, 6 und 6a, § 7 Abs. 1 und 2, § 7a, § 8, § 9 Abs. 1 und 2, § 10 1. Satz und Z 6, § 11, §12, § 13 Abs. 2 und Abs. 2 Z 2 lit.c, § 13 Abs. 3 bis 5, Abs. 6 Z 2, Z 5, Z 9, § 13 Abs. 7 1. Satz und Abs. 8 Z 1 1. Satz und Z 2, § 14 Abs. 1 und 2, Abs. 3 2. Satz, Abs. 6 und 6a, § 17 Abs. 2, 3 und 4, § 18 Abs. 1 bis 4, § 19 Abs. 1 Z 1 lit.b und Z 3, Abs. 3 und 4, §§ 19a und 19b, § 20 Abs. 2 bis 6, §§ 21 und 22, § 23 Abs. 4 und 5, § 24 Z 3, 5 und 6, § 25, Anhänge I bis XIV in der Fassung des BGBl. II Nr. 86/2018 treten mit Ablauf des Tages der Kundmachung im Bundesgesetzblatt in Kraft. (5) Die Berichtspflichten gemäß § 20 betreffend die Angabe zum Ursprung und des Erwerbsortes von Kraftstoffen treten außer Kraft, falls die entsprechenden Bestimmungen in Richtlinie (EU) 2015/652 im Rahmen der Annahme des Vorschlags für eine Verordnung über das Governance-Systems der Energieunion zur Änderung der Richtlinie 94/22/EG, der Richtlinie 98/70/EG, der Richtlinie 2009/31/EG, der Verordnung (EG) Nr. 663/2009, der Verordnung (EG) Nr. 715/2009, der Richtlinie 2009/73/EG, der Richtlinie 2009/119/EG des Rates, der Richtlinie 2010/31/EU, der Richtlinie 2012/27/EU, der Richtlinie 2013/30/EU und der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 aufgehoben werden.“
num: 44.
paragraphs: In § 24 wird das Wort „und“ am Ende der Z 3 durch einen Bestrich ersetzt; nach der Z 4 werden folgende Z 5 und 6 eingefügt:
„5.die Richtlinie (EU) 2015/1513 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1, 6.die Richtlinie (EU) 2015/652 zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen, ABl. Nr. L 107 vom 25.04.2015 S. 26,
umgesetzt.“
num: 45.
paragraphs: Dem § 24 wird ein § 25 samt Überschrift angefügt:
„Sprachliche Gleichbehandlung
§ 25. Die in dieser Verordnung verwendeten geschlechtsspezifischen Begriffe und Bezeichnungen schließen jeweils die männliche und weibliche Form gleichermaßen ein.“
num: 46.
paragraphs: Die Anhänge I bis XI werden durch folgende die Anhänge I bis XIV ersetzt:
„Anhang I
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor
Typ: Ottokraftstoff Grenzwerte (2) Merkmal (1) Einheit Mindestwert Höchstwert Research - Oktanzahl 95 (3) -- Motor - Oktanzahl 85 -- Dampfdruck, Sommerperiode (4) kPa -- 60,0 Siedeverlauf: % v/v - bei 100°C verdunstet 46,0 -- - bei 150°C verdunstet 75,0 -- Analyse der Kohlenwasserstoffe: - Olefine % v/v -- 18,0 - Aromaten % v/v -- 35,0 - Benzol % v/v -- 1,0 Sauerstoffgehalt % m/m -- 2,7 Sauerstoffhaltige Komponenten - Methanol (dem Stabilisatoren hinzuzufügen sind) % v/v 3 - Ethanol % v/v 5 (gegebenenfalls sind Stabilisatoren erforderlich) - Isopropylalkohol % v/v 10 - Tertiarer Butylalkohol % v/v 7 - Isobutylalkohol % v/v 10 - Ether, die 5 oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten % v/v 15 - Sonstige sauerstoffhaltige Komponenten (5) % v/v 10 Schwefelgehalt mg/kg -- 10 Bleigehalt g/l -- 0,005
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, genannten Verfahren. (2) Die in der Spezifikation angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet. (3) Unverbleites Normalbenzin darf mit einer Mindest-Motor-Oktanzahl (MOZ) und Mindest-Research-Oktanzahl (ROZ) nach ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, in Verkehr gebracht werden. (4) Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September. (5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, angegeben.
Anhang II
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor
Typ: Ottokraftstoff
Parameter1 Einheit Grenzwerte2 Minimum Maximum Research-Oktanzahl 953 - Motor-Oktanzahl 85 - Dampfdruck, Sommerperiode4 kPa - 60,0 Siedeverlauf: - verdampft bei 100°C % v/v 46,0 - - verdampft bei 150°C % v/v 75,0 - Analyse der Kohlenwasserstoffe: - Olefine % v/v - 18,0 - Aromaten % v/v - 35,0 - Benzol % v/v - 1,0 Sauerstoffgehalt % m/m 3,7 Sauerstoffhaltige Komponenten - Methanol % v/v 3,0 - Ethanol (Stabilisierungsmittel können notwendig sein) % v/v 10,0 - Isopropylalkohol % v/v - 12,0 - Tertiärer Butylalkohol % v/v - 15,0 - Isobutylalkohol % v/v - 15,0 - Ether, die fünf oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten % v/v - 22,0 - sonstige sauerstoffhaltige Komponenten5 % v/v - 15,0 Schwefelgehalt mg/kg - 10,0 Bleigehalt g/l - 0,005
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, genannten Verfahren. Es können gegebenenfalls die Analysemethoden verwenden, die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, ersetzenden Normen genannt sind, wenn diese nachweislich mindestens den gleichen Genauigkeitsgrad wie die ersetzten Analysemethoden aufweisen. (2) Die in der Spezifikation angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4249 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R= Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf Grundlage der in ÖNORM EN ISO 4259 vom 1. April 2007 beschriebenen Kriterien ausgewertet. (3) Unverbleites Normalbenzin darf mit einer Mindest-Motor-Oktanzahl (MOZ) und Mindest-Research-Oktanzahl (ROZ) nach ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 1. Jänner 2013, in Verkehr gebracht werden. (4) Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September. (5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, angegeben.
Anhang III
Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Kompressionszündungsmotor
Typ: Diesel Parameter (1) Einheit Grenzwerte (2) Minimum Maximum Cetanzahl 51,0 - Dichte bei 15°C kg/m (3) - 845,0 Siedeverlauf -95 Vol % rückgewonnen bei: °C - 360,0 Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe % m/m - 8,0 Schwefelgehalt mg/kg - 10,0 FAME-Gehalt – EN 14078 % v/v - 7,0 (3)
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017 genannten Verfahren. (2) Die in den Spezifikationen angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf der Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet. (3) FAME erfüllt die Anforderungen der ÖNORM 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2014.
Anhang IV
Spezifikationen für Flüssiggas gemäß der ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012
Eigenschaft 1 Einheit Grenzwerte Minimum Maximum Klopffestigkeit, MOZ (MOZ: Motor-Octanzahl) 89,0 Gesamtgehalt an Dienen (einschließlich 1,3-Butadien) Mol % 0,5 Schwefelwasserstoff Nicht nachweisbar Gesamtschwefelgehalt (nach Odorierung) mg/kg 50 Korrosionswirkung auf Kupfer (1 h bei 40°C) Korrosionsgrad Klasse 1 Abdampfrückstand mg/kg 60 Dampfdruck, Manometerdampfdruck, bei 40°C kPa 1 550 Dampfdruck, Manometerdampfdruck, min 150 kPa bei einer Temperatur von °C - für Klasse A -10 - für Klasse B -5 - für Klasse C 0 - für Klasse D +10 - für Klasse E +20 Wassergehalt Bestanden Geruch Unangenehm und spezifisch bei 20% UEG
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012, genannten Verfahren.
Anhang V
Kraftstoffspezifikationen für Erdgas (CNG und LNG) und Biomethan und Mischprodukte aus Erdgas und Biomethan
Merkmal Einheit Grenzwerte Prüfverfahren Mindestwert Höchstwert Verfahren Veröffentlichung Relative Dichte 0,55 0,65 ÖNORM EN ISO 6976 15. November 2016 Brennwert (2) MJ/m3 38,5 46 ÖNORM EN ISO 6976 15. November 2016 Wobbe Index (2) MJ/m3 47,7 56,5 ÖNORM EN ISO 6976 15. November 2016 Staub Technisch frei
(2) Bei 1,01325 bar und 0°C.
Anhang VI
Spezifikation für Fettsäuremethylester gemäß der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2014
Eigenschaft1 Einheit Grenzwerte min. max. Fettsäure-Methyl-Ester-Gehalt % (m/m) 96,5 - Dichte bei 15°Ca kg/m3 860 900 Viskosität bei 40°Cb mm2/s 3,50 5,00 Flammpunkt °C 101 - Cetanzahlc - 51,0 - Korrosionswirkung auf Kupfer (3 h bei 50°C) Korrosionsgrad Klasse 1 Oxidationsstabilität, 110°C h 8,0 - Säurezahl mg KOH/g - 0,50 Iodzahl g Iod/100 g - 120 Gehalt an Linolensäure-Methylester % (m/m) - 12,0 Gehalt an mehrfach ungesättigten Fettsäuremethylestern mit ≥ 4 Doppelbindungen % (m/m) - 1 Methanol-Gehalt % (m/m) - 0,20 Monoglycerid-Gehalt % (m/m) - 0,70 Diglycerid-Gehalt % (m/m) - 0,20 Triglycerid-Gehalt % (m/m) - 0,20 Gehalt an freiem Glycerin % (m/m) - 0,02 Gehalt an Gesamt-Glycerin % (m/m) - 0,25 Wassergehalt mg/kg - 500 Gesamtverschmutzungd mg/kg - 24 Asche-Gehalt (Sulfat-Asche) % (m/m) - 0,02 Schwefel-Gehalt mg/kg - 10,0 Gehalt an Alkali-Metallen (Na+K) mg/kg - 5,0 Gehalt an Erdalkali-Metallen (Ca+Mg) mg/kg - 5,0 Phosphor-Gehalt mg/kg - 4,0
(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. April 2014 genannten Verfahren. a)Die Dichte kann im Temperaturbereich von 20 °C bis 60 °C gemessen werden. Dabei ist eine Temperaturkorrektur mit der in Anhang C der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. April 2014, angegebenen Gleichung durchzuführen. b)Falls der CFPP -20°C oder weniger beträgt, muss die Viskosität bei -20°C gemessen werden und darf nicht 48 mm2/s überschreiten. In diesem Fall ist ÖNORM EN ISO 3104 „Mineralölerzeugnisse – Durchsichtige und undurchsichtige Flüssigkeiten – Bestimmung der kinematischen Viskosität und Berechnung der dynamischen Viskosität“ vom 1. Mai 1997 wegen des nicht-Newton’schen Verhaltens in einem zwei-Phasen-System nur ohne die zugehörigen Präzisionswerte anwendbar. c)Siehe auch 5.5.3. der ÖNORM EN 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. April 2014. d)Zur Bestimmung der Gesamtverschmutzung ist die ÖNORM EN 12662 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Bestimmung der Verschmutzung in Mitteldestillaten“ausgegeben am 1. August 2008 heranzuziehen.
Anhang VII
Kraftstoffspezifikationen für reines Pflanzenöl
Merkmal Einheit Grenzwert Prüfverfahren Mindestwert Höchstwert Verfahren Veröffentlichung Dichte kg/m3 900 930 ÖNORM EN ISO 3675 1. Oktober 1999 ÖNORM EN ISO 12185 1. Dezember 1997 Flammpunkt nach Pensky-Martens °C 220 ÖNORM EN ISO 2719 1. November 2016 Heizwert(1) kJ/kg 35 000 DIN 51900-3 Jänner 2005 Kinematische Viskosität (40°C) mm2/s 38 ÖNORM EN ISO 3104 1. September 1999 Kälteverhalten Rotationsviskosimetrie Zündwilligkeit Prüfverfahren wird evaluiert Koksrückstand Masse-% 0,40 ÖNORM EN ISO 10370 1. Juni 2015 Iodzahl g/100 g 100 120 ÖNORM EN 14111 1. Oktober 2003 Schwefelgehalt mg/kg 10 ÖNORM EN ISO 20884 1. Juli 2011 ÖNORM EN ISO 20846 1. Februar 2012 Variable Eigenschaften Gesamtverschmutzung mg/kg 25 ÖNORM EN 12662 1. September 2014 Neutralisationszahl mg KOH/kg 2,0 ÖNORM EN 14104 1. Oktober 2003 Oxidationsstabilität (110°C) h 5,0 ÖNORM EN 14112 1. Dezember 2016 Phosphorgehalt mg/kg 15 ÖNORM EN 14107 1. Oktober 2003 Aschegehalt Masse-% 0,01 ÖNORM EN ISO 6245 1. Juli 2003 Wassergehalt Masse-% 0,075 ÖNORM ISO 12937 1. Februar 2003
(1) Der typische Wert liegt bei 37 500 kJ/kg.
Die Spezifikationen werden nach Vorliegen einer europäischen Standardisierung angepasst bzw. ergänzt.
Anhang VIII
Kraftstoffspezifikationen für Superethanol E 85 gemäß ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2014
Tabelle 1 – Anforderungen für Superethanol E 85
Eigenschaft 1 Einheit Grenzwerte Grenzwerte min. max. Dichte (bei 15°C) kg/m3 760,0 800,0 Oxidationsstabilität min 360 - Abdampfrückstand (gewaschen) mg/100ml - 5 Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) Korrosionsgrad Klasse 1 Klasse 1 Gesamtsäurezahl (angegeben als Essigsäure) %(m/m) - 0,005 elektrische Leitfähigkeit µS/cm - 1,5 Methanolgehalt % (V/V) - 1,0 Höhere gesättigte Monoalkohole (C3-C5) % (V/V) - 6,0 Ether (5 oder mehr C-Atome) % (V/V) - 11,0 Wassergehalt % (m/m) - 0,400 Anorganisches Chlor mg/kg - 1,2 Kupferc mg/kg - 0,10 Phosphorc mg/l - 0,15 Schwefelc mg/kg - 10,0 Sulfat mg/kg - 4,0
(1) Die Prüfverfahren sind die in ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 1. Mai 2014 genannten Verfahren.
Anhang VIIIa
Spezifikationen für Paraffinischen Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016; Anforderungen für Paraffinische Dieselkraftstoffe
Eigenschaft 1 Einheit Grenzwerte Klasse A Min Grenzwerte Klasse A Max Grenzwerte Klasse B Min Grenzwerte Klasse B Max Cetanzahl 70,0 - 51,0 - Dichte bei 15°C kg/m3 765,0 800,0 780,0 810,0 Flammpunkt °C über 55,0 - über 55,0 - Viskosität bei 40°C mm2/s 2,000 4,500 2,000 4,500 Destillation %(V/V)aufgefangen bei 250° C %(V/V) 65 65 %(V/V)aufgefangen bei 350°C %(V/V) 85 85 95%(V/V)aufgefangen bei °C 360 360 Schmierfähigkeit, korrigierter „Durchmesser der Verschleißkalotte“ (en:wear scar diameter)(WSD1,4) bei 60°C µm - 460 - 460 FAME-Gehalt2 %(V/V) - 7,0 - 7,0 Mangangehalt mg/l - 2,0 - 2,0 Gesamtaromatengehalt3 %(m/m) - 1,1 - 1,1 Schwefelgehalt mg/kg - 5,0 - 5,0 Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand) %(m/m) - 0,30 - 0,30 Aschegehalt %(m/m) - 0,010 - 0,010 Wassergehalt mg/kg - 200 - 200 Gesamtverschmutzung mg/kg - 24 - 24 Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) Korrosionsgrad Klasse 1 Klasse1 Klasse 1 Klasse 1 Oxidationsstabilität g/m3 h - 20,04 25 - - 20,05 25 -
Anhang VIIIb
Spezifikationen für B10 Dieselkraftstoff gemäß ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge ― B10 Dieselkraftstoff ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Jänner 2017 Allgemein anwendbare Anforderungen für Dieselkraftstoff B10
Eigenschaft6 Einheit Grenzwerte Minimum Grenzwerte Maximum Cetanzahl 51,0 - Cetanindex 46,0 - Dichte bei 15°C kg/m3 820,0 845,0 Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe7 %(m/m) - 8,0 Schwefelgehalt mg/kg - 10,0 Mangangehalt mg/l - 2,0 Flammpunkt °C >55,0 - Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand) %(m/m) - 0,30 Aschegehalt %(m/m) - 0,010 Wassergehalt mg/kg - 200 Gesamtverschmutzung mg/kg - 24 Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C) Korrosionsgrad Klasse 1 Klasse 1 Fettsäure-Metylester-Gehalt (FAME-Gehalt)8 % (V/V) - 10,0 Oxidationsstabilität g/m3 h - 20,09 25 - Schmierfähigkeit, korrigierter „Durchmesser der Verschleißkalotte“ (en:wear scar diameter)(WSD1,4) bei 60°C µm - 460 Viskosität bei 40°C mm2/s 2,000 4,500 Destillation10 %(V/V)aufgefangen bei 250°C11 %(V/V) 65 %(V/V)aufgefangen bei 350°C %(V/V) 85 95%(V/V)aufgefangen bei °C 360
Anhang VIIIc Spezifikationen für Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) gemäß ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. März 2016
Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohemFAME-Gehalt (B20)
Eigenschaft12 Einheit Grenzwerte Minimum Grenzwerte Maximum Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)13 % (V/V) 14,0 20,0 Cetanzahl 51,0 - Dichte bei 15°C kg/m3 820,0 860,0 Flammpunkt °C über 55,0 - Viskosität bei 40°C mm2/s 2,000 4,620 Schwefelgehalt mg/kg - 10,0 Mangangehalt mg/kg - 2,0 Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe14 % (m/m) - 8,0 Aschegehalt % (m/m) - 0,010 Wassergehalt mg/kg - 260 Gesamtverschmutzung15 mg/kg - 24 Oxidationsstabilität h 20,0 Destillation16 % (V/V) aufgefangen bei 250°C %(V/V) 65 %(V/V)aufgefangen bei 350°C %(V/V) 85 95%(V/V)aufgefangen bei °C 360
Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohemFAME-Gehalt (B30)
Eigenschaft17 Einheit Grenzwerte Minimum Grenzwerte Maximum Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)18 % (V/V) 24,0 30,0 Cetanzahl 51,0 - Dichte bei 15°C kg/m3 825,0 865,0 Flammpunkt °C über 55,0 - Viskosität bei 40°C mm2/s 2,000 4,650 Schwefelgehalt mg/kg - 10,0 Mangangehalt mg/l - 2,0 Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe19 % (m/m) - 8,0 Aschegehalt % (m/m) - 0,010 Wassergehalt mg/kg - 290 Gesamtverschmutzung20 mg/kg - 24 Oxidationsstabilität h 20,0 - Destillation21 % (V/V) aufgefangen bei 250°C %(V/V) 65 %(V/V)aufgefangen bei 350°C %(V/V) 85 95%(V/V)aufgefangen bei °C 360
Anhang IX
Energiegehalt von Kraftstoffen gemäß der Richtlinie 2009/28/EG
Kraftstoff Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg) Volumenspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/l) Dichte Wert Einheit Bioethanol (aus Biomasse hergestelltes Ethanol) 27 21 0,778 kg/l Bio-ETBE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Ethyl-Tertiär-Butylether) 36 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen) 27 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen) 0,750 kg/l Biomethanol (aus Biomasse hergestelltes Methanol zur Verwendung als Biokraftstoff) 20 16 0,800 kg/l Bio-MTBE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Methyl-Tertiär-Butylether) 35 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen) 26 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen) 0,743 kg/l Bio-DME (aus Biomasse hergestellter Dimethylether zur Verwendung als Biokraftstoff) 28 19 0,679 kg/l Bio-TAEE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether) 38 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen) 29 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen) 0,763 kg/l Biobutanol (aus Biomasse hergestelltes Butanol zur Verwendung als Biokraftstoff) 33 27 0,818 kg/l Biodiesel (Methylester eines pflanzlichen oder tierischen Öls mit Dieselkraftstoffqualität zur Verwendung als Biokraftstoff) 37 33 0,892 kg/l Fischer-Tropsch-Diesel (aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch)) 44 34 0,773 kg/l Hydriertes Pflanzenöl (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes Pflanzenöl) 44 34 0,773 kg/l Reines Pflanzenöl (durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes Öl, roh oder raffiniert, jedoch chemisch unverändert, sofern es für den betreffenden Motorentyp geeignet ist und die entsprechenden Emissionsanforderungen erfüllt) 37 34 0,919 kg/l Biomethan 50 - 0,730 kg/m3(a) Ottokraftstoff 43 32 0,744 kg/l Dieselkraftstoff 43 36 0,837 kg/l CNG(a) (Erdgas, Biomethan) 49,2 - 0,728 kg/m3 LNG (Erdgas; Biomethan) 22 - 0,430 kg/l
(a) Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K
Anhang X
Regeln für die Berechnung des Beitrags von Biokraftstoffen und des entsprechenden Vergleichswerts für fossile Brennstoffe zum Treibhauseffekt
A.Typische Werte und Standardwerte für Biokraftstoffe bei Herstellung ohne Netto –CO 2-Emissionen infolge von Landnutzungsänderungen;
Herstellungsweg des Biokraftstoffs Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen Ethanol aus Zuckerrüben 61% 52% Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 32% 16% Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 32% 16% Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) 45% 34% Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 53% 47% Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 69% 69% Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 56% 49% Ethanol aus Zuckerrohr 71% 71% Ethyl-Tertiär-Butylether /ETBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether /TAEE) Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Biodiesel aus Raps 45% 38% Biodiesel aus Sonnenblumen 58% 51% Biodiesel aus Sojabohnen 40% 31% Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 36% 19% Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 62% 56% Biodiesel aus pflanzlichen oder tierischem Abfallöl (*) 88% 83% Hydriertes Rapsöl 51% 47% Hydriertes Sonnenblumenöl 65% 62% Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) 40% 26% Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 68% 65% Reines Rapsöl 58% 57% Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas 80% 73% Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas 84% 81% Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas 86% 82%
(*) Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1774/2002, ABl. L Nr. L 300 vom 14.11.2009 S. 1, zuletzt berichtigt durch ABl. Nr. L 348 vom 04.12.2014 S. 31 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.
B.Geschätzte typische Werte und Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren, bei Herstellung ohne Netto-CO2-Emission infolge von Landnutzungsänderungen
Herstellungsweg des Biokraftstoffs Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen Ethanol aus Weizenstroh 87% 85% Ethanol aus Abfallholz 80% 74% Ethanol aus Kulturholz 76% 70% Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz 95% 95% Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz 93% 93% Dimethylether (DME) aus Abfallholz 95% 95% DME aus Kulturholz 92% 92% Methanol aus Abfallholz 94% 94% Methanol aus Kulturholz 91% 91% Methyl-Tertiär-Butylether (MTBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Methanol Wie beim Herstellungsweg für Methanol
C.Methodologie
1.Die Treibhausgasemissionen bei der Herstellung und Verwendung von Kraftstoffen und Biokraftstoffen werden wie folgt berechnet: E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee,
wobei E = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs eec = Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe; el = auf das Jahr umgerechnete Emissionen aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen; ep = Emissionen bei der Verarbeitung; etd = Emissionen bei Transport und Vertrieb; eu = Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs; esca = Emissionseinsparung durch Akkumulierung von Kohlenstoff im Boden infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken; eccs = Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid; eccr =.Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid und eee = Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung. Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt.
2.Die durch Kraftstoffe verursachten Treibhausgasemissionen E werden in CO2-Äquivalent in g/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff) angegeben.
3.Abweichend von Nummer 2 können für Kraftstoffe die in die in CO2-Äquivalent in g/MJ berechneten Werte so angepasst werden, dass Unterschiede zwischen Kraftstoffen bei der in km/MJ ausgedrückten geleisteten Nutzarbeit berücksichtigt werden. Derartige Anpassungen sind nur zulässig, wenn Belege für die Unterschiede bei der geleisteten Nutzarbeit angeführt werden.
4.Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielte Einsparung bei den Treibhausgasemissionen wird wie folgt berechnet:
EINSPARUNG = (EF – EB)/EF
dabei sind:
EB = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Biokraftstoffs;
EF = Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe.
5.Die für die unter Nummer 1 genannten Zwecke berücksichtigten Treibhausgase sind CO2, N2O und CH4. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden diese Gase wie folgt gewichtet:
CO2: 1 N2O: 296 CH4: 23
6.Die Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe (eec) schließen die Emissionen des Gewinnungs- oder Anbauprozesses selbst, beim Sammeln der Rohstoffe, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Gewinnung oder zum Anbau verwendeten Chemikalien ein. Die CO2-Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt. Zertifizierte Reduktionen von Treibhausgasemissionen aus dem Abfackeln an Ölförderstätten in allen Teilen der Welt werden abgezogen. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau Schätzungen aus den Durchschnittswerten abgeleitet werden, die für kleinere als die bei der Berechnung der Standardwerte herangezogenen geografischen Gebiete berechnet wurden. 7.Die auf Jahresbasis umgerechneten Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (el) werden durch gleichmäßige Verteilung der Gesamtemissionen über 20 Jahre berechnet. Diese Emissionen werden wie folgt berechnet: el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB(22)
dabei sind:
el = auf das Jahr umgerechnete Treibhausgasemissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (gemessen als Masse (Gramm) an CO2-Äquivalent pro Energieeinheit (Megajoule) Biokraftstoff); „Kulturflächen“ (23) und „Dauerkulturen“ (24) sind als eine einzige Landnutzungsart zu betrachten;
CSR= der mit der Bezugsfläche verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Die Referenzlandnutzung ist die Landnutzung im Januar 2008 oder 20 Jahre vor der Gewinnung des Rohstoffs, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist;
CSA =.der mit der tatsächlichen Landnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Wenn sich der Kohlenstoffbestand über mehr als ein Jahr akkumuliert, gilt als CSA-Wert der geschätzte Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit nach 20 Jahren oder zum Zeitpunkt der Reife der Pflanzen, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist;
P = die Pflanzenproduktivität (gemessen als Energie des Biokraftstoffs pro Flächeneinheit und Jahr) und
eB = Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ Biokraftstoff, wenn die Biomasse unter den in Nummer 8 genannten Bedingungen auf wiederhergestellten degradierten Flächen gewonnen wird
8.Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ wird gewährt, wenn der Nachweis erbracht wird, dass die betreffende Fläche a)im Januar 2008 nicht landwirtschaftlich oder zu einem anderen Zweck genutzt wurde und b)unter eine der folgenden zwei Kategorien fällt: i)stark degradierte Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen, ii)stark verschmutzte Flächen. Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 10 Jahren ab dem Zeitpunkt der Umwandlung der Fläche in eine landwirtschaftliche Nutzfläche, sofern ein kontinuierlicher Anstieg des Kohlenstoffbestands und ein nennenswerter Rückgang der Erosion auf unter Z i fallenden Flächen gewährleistet werden und die Bodenverschmutzung auf unter Z ii fallenden Flächen gesenkt wird. 9.Die in Nummer 8 Buchstabe b genannten Kategorien werden wie folgt definiert: a)„stark degradierte Flächen“ sind Flächen, die während eines längeren Zeitraums entweder in hohem Maße versalzt wurden oder die einen besonders niedrigen Gehalt an organischen Stoffen aufweisen und stark erodiert sind; b)„stark verschmutzte Flächen“ sind Flächen, die aufgrund der Bodenverschmutzung ungeeignet für den Anbau von Lebens- und Futtermitteln sind. Dazu gehören auch Flächen, die Gegenstand eines Beschlusses der Kommission gemäß Artikel 18 Abs. 4 Unterabsatz 4 sind. 10.Für die Zwecke dieser Verordnung erfolgt die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands auf der Grundlage der von der Kommission auf der Basis von Band 4 der IPPC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 erstellten Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands (Beschluss der Kommission 2010/335/EU über Leitlinien für die Berechnung des Kohlenstoffbestands im Boden für die Zwecke des Anhangs V der Richtlinie 2009/28/EG, ABl. Nr. L 151 vom 17.06.2010 S.19). 11.Die Emissionen bei der Verarbeitung (ep) schließen die Emissionen bei der Verarbeitung selbst, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Verarbeitung verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkte ein. Bei der Berücksichtigung des Verbrauchs an nicht in der Anlage zur Kraftstoffherstellung erzeugter Elektrizität wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionsintensität bei Erzeugung und Verteilung dieser Elektrizität der durchschnittlichen Emissionsintensität bei der Produktion und Verteilung von Elektrizität in einer bestimmten Region entspricht. Abweichend von dieser Regel gilt: Die Produzenten können für die von einer einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlage erzeugte Elektrizität einen Durchschnittswert verwenden, falls diese Anlage nicht an das Elektrizitätsnetz angeschlossen ist. 12.Die Emissionen beim Transport und Vertrieb (etd) schließen die beim Transport und der Lagerung von Rohstoffen und Halbfertigerzeugnissen sowie bei der Lagerung und dem Vertrieb von Fertigerzeugnissen anfallenden Emissionen ein. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb, die unter Nummer 6 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer. 13.Die Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (eu) werden für Biokraftstoffe mit null angesetzt.
14.Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid (eccs), die nicht bereits in ep berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Sequestrierung von emittiertem CO2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Kraftstoff verbunden sind.
15.Die Emissionseinsparung durch CO2-Abscheidung und -ersetzung (eccr) wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und anstelle des auf fossile Brennstoffe zurückgehenden Kohlendioxids für gewerbliche Erzeugnisse und Dienstleistungen verwendet wird.
16.Die Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung (eee) wird im Verhältnis zu dem von Kraftstoffherstellungssystemen mit Kraft-Wärme-Kopplung, welche als Brennstoff andere Nebenerzeugnisse als Ernterückstände einsetzen, erzeugten Elektrizitätsüberschuss berücksichtigt. Für die Berücksichtigung dieses Elektrizitätsüberschusses wird davon ausgegangen, dass die Größe der KWK-Anlage der Mindestgröße entspricht, die erforderlich ist, um die für die Kraftstoffherstellung benötigte Wärme zu liefern. Die mit diesem Elektrizitätsüberschuss verbundene Minderung an Treibhausgasemissionen werden der Treibhausgasmenge gleichgesetzt, die bei der Erzeugung einer entsprechenden Elektrizitätsmenge in einem Kraftwerk emittiert würde, das den gleichen Brennstoff einsetzt wie die KWK-Anlage.
17.Werden bei einem Kraftstoffherstellungsverfahren neben dem Kraftstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Erzeugnisse („Nebenerzeugnisse“) hergestellt, so werden die anfallenden Treibhausgasemissionen zwischen dem Kraftstoff oder dessen Zwischenerzeugnis und den Nebenerzeugnissen nach Maßgabe ihres Energiegehalts (der bei anderen Nebenerzeugnissen als Elektrizität durch den unteren Heizwert bestimmt wird) aufgeteilt.
18.Für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + die Anteile von ep, etd und eee, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenerzeugnis erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenerzeugnissen zugewiesen, so wird für diesen Zweck anstelle der Gesamtemissionen der Bruchteil dieser Emissionen verwendet, der im letzten Verfahrensschritt dem Zwischenerzeugnis zugeordnet wird. Im Falle von Biokraftstoffen werden sämtliche Nebenerzeugnisse, einschließlich nicht unter Nummer 16 fallender Elektrizität, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt, mit Ausnahme von Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen. Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenerzeugnissen mit negativem Energiegehalt auf null festgesetzt. Die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen, Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen sowie Produktionsrückständen einschließlich Rohglycerin (nicht raffiniertes Glycerin) werden bis zur Sammlung dieser Materialien auf null angesetzt. Bei Kraftstoffen, die in Raffinerien hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.
D.Disaggregierte Standardwerte für Biokraftstoffe
Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhaus- gasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Zuckerrüben 12 12 Ethanol aus Weizen 23 23 Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt 20 20 Ethanol aus Zuckerrohr 14 14 ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Biodiesel aus Raps 29 29 Biodiesel aus Sonnenblumen 18 18 Biodiesel aus Sojabohnen 19 19 Biodiesel aus Palmöl 14 14 Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem (*) Abfallöl 0 0 Hydriertes Rapsöl 30 30 Hydriertes Sonnenblumenöl 18 18 Hydriertes Palmöl 15 15 Reines Rapsöl 30 30 Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas 0 0 Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas 0 0 Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas 0 0
(*)Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.
Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgas- emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Zuckerrüben 19 26 Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 32 45 Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 32 45 Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) 21 30 Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 14 19 Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 1 1 Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 15 21 Ethanol aus Zuckerrohr 1 1 ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Biodiesel aus Raps 16 22 Biodiesel aus Sonnenblumen 16 22 Biodiesel aus Sojabohnen 18 26 Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 35 49 Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 13 18 Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl 9 13 Hydriertes Rapsöl 10 13 Hydriertes Sonnenblumenöl 10 13 Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) 30 42 Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 7 9 Reines Rapsöl 4 5 Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas 14 20 Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas 8 11 Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas 8 11
Disaggregierte Standardwerte für Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Zuckerrüben 2 2 Ethanol aus Weizen 2 2 Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt 2 2 Ethanol aus Zuckerrohr 9 9 ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Biodiesel aus Raps 1 1 Biodiesel aus Sonnenblumen 1 1 Biodiesel aus Sojabohnen 13 13 Biodiesel aus Palmöl 5 5 Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl 1 1 Hydriertes Rapsöl 1 1 Hydriertes Sonnenblumenöl 1 1 Hydriertes Palmöl 5 5 Reines Rapsöl 1 1 Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas 3 3 Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas 5 5 Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas 4 4
Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgas- emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Zuckerrüben 33 40 Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 57 70 Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 57 70 Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage) 46 55 Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 39 44 Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 26 26 Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage) 37 43 Ethanol aus Zuckerrohr 24 24 ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Ethanol Biodiesel aus Raps 46 52 Biodiesel aus Sonnenblumen 35 41 Biodiesel aus Sojabohnen 50 58 Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert) 54 68 Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 32 37 Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl 10 14 Hydriertes Rapsöl 41 44 Hydriertes Sonnenblumenöl 29 32 Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert) 50 62 Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle) 27 29 Reines Rapsöl 35 36 Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas 17 23 Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas 13 16 Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas 12 15
E.Geschätzte disaggregierte Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren
Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Weizenstroh 3 3 Ethanol aus Holz 1 1 Ethanol aus Kulturholz 6 6 Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz 1 1 Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz 4 4 DME aus Abfallholz 1 1 DME aus Kulturholz 5 5 Methanol aus Abfallholz 1 1 Methanol aus Kulturholz 5 5 MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Methanol
Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgas- Emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Weizenstroh 5 7 Ethanol aus Holz 12 17 Fischer-Tropsch-Diesel aus Holz 0 0 DME aus Holz 0 0 Methanol aus Holz 0 0 MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen
Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Weizenstroh 2 2 Ethanol aus Abfallholz 4 4 Ethanol aus Kulturholz 2 2 Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz 3 3 Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz 2 2 DME aus Abfallholz 4 4 DME aus Kulturholz 2 2 Methanol aus Abfallholz 4 4 Methanol aus Kulturholz 2 2 MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Methanol
Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb
Herstellungsweg der Biokraftstoffe Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Standardtreibhausgas- emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ) Ethanol aus Weizenstroh 11 13 Ethanol aus Abfallholz 17 22 Ethanol aus Kulturholz 20 25 Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz 4 4 Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz 6 6 DME aus Abfallholz 5 5 DME aus Kulturholz 7 7 Methanol aus Abfallholz 5 5 Methanol aus Kulturholz 7 7 MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen Wie beim Herstellungsweg für Methanol“
Anhang Xa
Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Meldeverpflichteten
A
Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff (CO2-Äquivalent in g/MJ) angegeben.
1. Für die Berechnung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen werden die Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Lachgas/Distickstoffoxid (N2O) und Methan (CH4) berücksichtigt. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden Emissionen dieser Gase wie folgt nach Emissionen in CO2-Äquivalent gewichtet: CO2: 1; CH4: 25; N2O: 298
2. Die Emissionen aus der Herstellung von Maschinen und Ausrüstungen für die Förderung, Produktion, Raffinierung und den Verbrauch von fossilen Kraftstoffen fließen nicht in die Berechnung von Treibhausgasemissionen ein.
3. Die Treibhausgasintensität eines Meldeverpflichteten, die sich aus den Lebenszyklustreibhausgasemissionen sämtlicher gelieferter Kraftstoffe und der gesamten gelieferten Energie ergibt, wird nach der nachstehenden Formel berechnet:
Treibhausgasintensität eines Meldeverpflichteten(#)
Dabei ist
a)„#“ die Umsatzsteuer-Identifikationsnummer des Meldeverpflichteten b)„x“ die Arten von Kraftstoffen und Energieträgern, die gemäß Anhang I Tabelle 1 Z 17 Buchstabe c der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 unter diese Richtlinie fallen. c)„MJx“ die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt wurde. d)Upstream-Emissions-Reduktionen (UER) e)„GHGix“ ist die Treibhausgasintensität des Kraftstoffs oder des Energieträgers „x“, ausgedrückt in CO2Äquivalent in g/MJ. f)„AF“ sind die Anpassungsfaktoren für die Antriebsstrangeffizienz:
Vorherrschende Umwandlungstechnologie Effizienzfaktor Verbrennungsmotor 1 Batteriegestützter Elektroantrieb 0,4 Wasserstoffzellengestützter Elektroantrieb 0,4
B
Energiegehalt von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs entsprechend des „Well-to-Tank-Report“ (Version 4) vom Juli 2013
Kraftstoff Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg) Dichte Wert Einheit Ottokraftstoff 43,2 745 kg/m3 Dieselkraftstoff 43,1 832 kg/m3 Syn Diesel 44 780 kg/m3 Methanol 19,9 793 kg/m3 MTBE 35,1 745 kg/m3 ETBE 36,3 750 kg/m3 CNG (EU mix)25 45,1 0,792 kg/m3 CNG (Russland)26 49,2 0,728 kg/m3 LPG27 46 2,237 kg/m3 Wasserstoff28 120,1 0,089 kg/m3
C
Formel zur Meldung der Menge des verbrauchten elektrischen Stroms:
Verbrauchter elektrischer Strom = zurückgelegte Strecke (km) × Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km)
D
Durchschnittliche Standardwerte für Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und elektrischem Strom
Spalte 1 Spalte 2 Spalte 3 Spalte 4 Rohstoffquelle und Verfahren In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff Lebenszyklustreibhausgasintensität (in CO2-Äquivalent in g/MJ) Gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität (in CO2-Äquivalent in g/MJ) Konventionelles Rohöl Ottokraftstoff 93,2 93,3 Verflüssigtes Erdgas 94,3 Verflüssigte Kohle 172 Naturbitumen 107 Ölschiefer 131,3 Konventionelles Rohöl Diesel- oder Gasölkraftstoffe 95 95,1 Verflüssigtes Erdgas 94,3 Verflüssigte Kohle 172 Naturbitumen 108,5 Ölschiefer 133,7 Alle fossilen Quellen Flüssiggas im Fremdzündungsmotor 73,6 73,6 Erdgas, EU-Mix Komprimiertes Erdgas im Fremdzündungsmotor 69,3 69,3 Erdgas, EU-Mix Verflüssigtes Erdgas im Fremdzündungsmotor 74,5 74,5 Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeisten Elektrolyse Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungsmotor 3,3 3,3 Erdgas mit Dampfreformierung Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 104,3 104,3 Vollständig durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 9,1 9,1 Kohle Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 234,4 234,4 Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 52,7 52,7 Altkunststoff aus fossilen Einsatzstoffen Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff 86 86
E
Obergrenzen für die Anrechnung von Upstream Emissons-Reduktionen:
Die Obergrenzen hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen gelten jeweils spezifisch für die einzelnen Kraftstoffe und sind wie folgt zu berechnen:
Die maximal anrechenbare Menge an Upstream Emissions-Reduktionen in CO2-Äquivalent ergibt sich für die Anrechenbarkeit hinsichtlich der Summe der öl-basierten Produkte aus:
MJOttokraftstoffx11.0+MJDieselkraftstoffx11.3+𝛼 x MJLPGx6.2
Die maximal anrechenbare Menge an Upstream Emissions-Reduktionen in CO2-Äquivalent ergibt sich für die Anrechenbarkeit hinsichtlich der Summe der gas-basierten Produkte aus:
MJCNGx9.1+MJLNGx15.0+(1−𝛼)xMJLPGx6.2
LPG kann unabhängig von der Rohstoffbasis in beiden Fällen angerechnet werden, wobei 𝛼 dabei den durch den Verpflichteten wählbaren Anteil zwischen 0 und 1 des in Verkehr gebrachten LPG angibt.
Anhang XI
Nachhaltigkeitskriterien für Ausgangsstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen
Ausgangsstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen dürfen nicht von folgenden Flächen mit hohem Wert hinsichtlich der biologischen Vielfalt stammen, das heißt von Flächen, die im oder nach Januar 2008 folgenden Status hatten, unabhängig davon, ob die Flächen noch diesen Status haben:
1.)Primärwald und andere bewaldete Flächen, das heißt Wald und andere bewaldete Flächen mit einheimischen Arten, in denen es kein deutlich sichtbares Anzeichen für menschliche Aktivität gibt und die ökologischen Prozesse nicht wesentlich gestört sind; 2.)Folgende ausgewiesene Flächen, sofern nicht nachgewiesen wird, dass die Gewinnung des Rohstoffs den genannten Naturschutzzwecken nicht zuwiderläuft; a)durch gesetzliche Bestimmungen oder von der zuständigen Behörde ausgewiesene Flächen für Naturschutzzwecke, b)Flächen für den Schutz seltener, bedrohter oder gefährdeter Ökosysteme oder Arten, die in internationalen Übereinkünften anerkannt werden oder in den Verzeichnissen zwischenstaatlicher Organisationen oder der Internationalen Union für die Erhaltung der Natur aufgeführt sind, vorbehaltlich ihrer Anerkennung gemäß dem Verfahren des Artikels 18 Abs. 4 Unterabsatz 2 der Richtlinie 2009/28/EG. 3.)Grünland mit großer biologischer Vielfalt entsprechend der Definition der Verordnung (EU) 1307/2014 zur Festlegung der Kriterien und geografischen Verbreitungsgebiete zur Bestimmung von Grünland mit großer biologischer Vielfalt für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 3 Buchstabe c der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und des Artikels 17 Absatz 3 Buchstabe c der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 351 vom 09.12.2014 S. 3, sowie der Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe, BGBl. II Nr. 250/2010. 4.)Flächen mit hohem Kohlenstoffbestand, die im Januar 2008 einen der folgenden Stati hatten, diesen Status aber nicht mehr haben. Dieser Absatz findet keine Anwendung, wenn zum Zeitpunkt der Gewinnung des Ausgangsstoffes zur Herstellung von Biokraftstoffen die Flächen denselben Status hatten wie im Januar 2008: a)Feuchtgebiete, d. h. Flächen, die ständig oder für einen beträchtlichen Teil des Jahres von Wasser bedeckt oder durchtränkt sind; b)kontinuierlich bewaldete Gebiete, d. h. Flächen von mehr als einem Hektar mit über fünf Meter hohen Bäumen und einem Überschirmungsgrad von mehr als 30 % oder mit Bäumen, die auf dem jeweiligen Standort diese Werte erreichen können; c)Flächen von mehr als einem Hektar mit über fünf Meter hohen Bäumen und einem Überschirmungsgrad von 10 bis 30 % oder mit Bäumen, die auf dem jeweiligen Standort diese Werte erreichen können, sofern nicht nachgewiesen wird, dass die Fläche vor und nach der Umwandlung einen solchen Kohlenstoffbestand hat, dass unter Anwendung der in Anhang X Teil C beschriebenen Methode die in §12 Abs. 3 genannten Bedingungen erfüllt wäre.
Anhang XII
Teil A. Vorläufige geschätzte Emissionen infolge von indirekten Landnutzungsänderungen durch Biokraftstoffe (CO2-Äquivalent in g/MJ) (+)
Rohstoffgruppe Mittelwert (*) Aus der Sensitivitätsanalyse abgeleitete Bandbreite zwischen den Perzentilen (**) Getreide und sonstige Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt 12 8 bis 16 Zuckerpflanzen 13 4 bis 17 Ölpflanzen 55 33 bis 66
(*) Die hier aufgenommenen Mittelwerte stellen einen gewichteten Durchschnitt der individuell dargestellten Rohstoffwerte dar.
(**)Die hier berücksichtigte Bandbreite entspricht 90 % der Ergebnisse unter Verwendung des aus der Analyse resultierenden fünften und fünfundneunzigsten Perzentilwerts. Das fünfte Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 5 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse unter 8, 4 und 33 CO2-Äquivalent in g/MJ). Das fünfundneunzigste Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 95 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse über 16, 17 und 66 CO2-Äquivalent in g/MJ), Amtsblatt der Europäischen Union DE L 239/25 vom 15.09.2015
Teil B. Biokraftstoffe, bei denen die Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen mit Null angesetzt werden
Bei Biokraftstoffen, die aus den folgenden Kategorien von Rohstoffen hergestellt werden, werden die geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen mit Null angesetzt:
1.Rohstoffe, die nicht in Teil A dieses Anhangs aufgeführt sind; 2.Rohstoffe, deren Anbau zu direkten Landnutzungsänderungen geführt hat, d. h. zu einem Wechsel von einer der folgenden Kategorien des IPCC in Bezug auf die Bodenbedeckung — bewaldete Flächen, Grünland, Feuchtgebiete, Ansiedlungen oder sonstige Flächen — zu Kulturflächen oder Dauerkulturen(29). In diesem Fall hätte ein ‚Emissionswert für direkte Landnutzungsänderungen (e1)‘ nach Anhang IX Teil C Nummer 7 berechnet werden müssen.30
Anhang XIII
Teil A.
Fortschrittliche Biokraftstoffe gemäß Anhang IX Teil A der Richtlinie (EU) 2015/1513
a)Algen, sofern zu Land in Becken oder Photobioreaktoren kultiviert; b)Biomasse-Anteil gemischter Siedlungsabfälle, nicht jedoch getrennte Haushaltsabfälle, für die Recycling-Ziele gemäß Artikel 11 Abs. 2 Buchstabe a der Richtlinie 2008/98/EG über Abfälle und zur Aufhebung bestimmter Richtlinien, ABl. Nr. L 312 vom 22.11.2008 S 3 gelten; c)Bioabfall im Sinn des Artikels 3 Abs. 4 der Richtlinie 2008/98/EG aus privaten Haushalten, der einer getrennten Sammlung im Sinn des Artikels 3 Abs. 11 der genannten Richtlinie unterliegt; d)Biomasse-Anteil von Industrieabfällen, der ungeeignet zur Verwendung in der Nahrungs- oder Futtermittelkette ist, einschließlich Material aus Groß- und Einzelhandel, Agrar- und Ernährungsindustrie sowie Fischwirtschaft und Aquakulturindustrie und ausschließlich der in Teil B dieses Anhangs aufgeführten Rohstoffe; e)Stroh; f)Gülle und Klärschlamm; g)Abwasser aus Palmölmühlen und leere Palmfruchtbündel; h)Tallölpech; i)Rohglyzerin; j)Bagasse; k)Traubentrester und Weintrub; l)Nussschalen; m)Hülsen; n)entkernte Maiskolben; o)Biomasse-Anteile von Abfällen und Reststoffen aus der Forstwirtschaft und forstbasierten Industrien, d. h. Rinde, Zweige, vorkommerzielles Durchforstungsholz, Blätter, Nadeln, Baumspitzen, Sägemehl, Sägespäne, Schwarzlauge, Braunlauge, Faserschlämme, Lignin und Tallöl; p)anderes zellulosehaltiges Non-Food-Material im Sinne des §°2 Z°12; q)anderes lignozellulosehaltiges Material im Sinn des §°2 Z°11 mit Ausnahme von Säge- und Furnierrundholz; r)im Verkehrssektor eingesetzte flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs; s)Abscheidung und Nutzung von CO2 für Verkehrszwecke, sofern die Energiequelle in Übereinstimmung mit §°2 Z 8 erneuerbar ist t)Bakterien, sofern die Energiequelle in Übereinstimmung mit §°2 Z 8 erneuerbar ist.
Teil B.
Rohstoffe für Biokraftstoffe gemäß Anhang IX Teil B der Richtlinie (EU) 2015/1513
a)gebrauchtes Speiseöl; b)tierische Fette, derKategorien 1 und 2 der Verordnung 1069/2009/EG.
Anhang XIV
Handelsnahme des Rohstoffs
Land Handelsname des Rohstoffs API Schwefel (% Massenanteil) Abu Dhabi Al Bunduq 38,5 1,1 Abu Dhabi Mubarraz 38,1 0,9 Abu Dhabi Murban 40,5 0,8 Abu Dhabi Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) 40,6 1 Abu Dhabi Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) 37,4 1,5 Abu Dhabi Arzanah 44 0 Abu Dhabi Abu Al Bu Khoosh 31,6 2 Abu Dhabi Murban Bottoms 21,4 NICHT VERFÜGBAR (N.V.) Abu Dhabi Top Murban 21 N.V. Abu Dhabi Upper Zakum 34,4 1,7 Algerien Arzew 44,3 0,1 Algerien Hassi Messaoud 42,8 0,2 Algerien Zarzaitine 43 0,1 Algerien Algerian 44 0,1 Algerien Skikda 44,3 0,1 Algerien Saharan Blend 45,5 0,1 Algerien Hassi Ramal 60 0,1 Algerien Algerian Condensate 64,5 N.V. Algerien Algerian Mix 45,6 0,2 Algerien Algerian Condensate (Arzew) 65,8 0 Algerien Algerian Condensate (Bejaia) 65,0 0 Algerien Top Algerian 24,6 N.V. Angola Cabinda 31,7 0,2 Angola Takula 33,7 0,1 Angola Soyo Blend 33,7 0,2 Angola Mandji 29,5 1,3 Angola Malongo (West) 26 N.V. Angola Cavala-1 42,3 N.V. Angola Sulele (South-1) 38,7 N.V. Angola Palanca 40 0,14 Angola Malongo (North) 30 N.V. Angola Malongo (South) 25 N.V. Angola Nemba 38,5 0 Angola Girassol 31,3 N.V. Angola Kuito 20 N.V. Angola Hungo 28,8 N.V. Angola Kissinje 30,5 0,37 Angola Dalia 23,6 1,48 Angola Gimboa 23,7 0,65 Angola Mondo 28,8 0,44 Angola Plutonio 33,2 0,036 Angola Saxi Batuque Blend 33,2 0,36 Angola Xikomba 34,4 0,41 Argentinien Tierra del Fuego 42,4 N.V. Argentinien Santa Cruz 26,9 N.V. Argentinien Escalante 24 0,2 Argentinien Canadon Seco 27 0,2 Argentinien Hidra 51,7 0,05 Argentinien Medanito 34,93 0,48 Armenien Armenian Miscellaneous N.V. N.V. Australien Jabiru 42,3 0,03 Australien Kooroopa (Jurassic) 42 N.V. Australien Talgeberry (Jurassic) 43 N.V. Australien Talgeberry (Up Cretaceous) 51 N.V. Australien Woodside Condensate 51,8 N.V. Australien Saladin-3 (Top Barrow) 49 N.V. Australien Harriet 38 N.V. Australien Skua-3 (Challis Field) 43 N.V. Australien Barrow Island 36,8 0,1 Australien Northwest Shelf Condensate 53,1 0 Australien Jackson Blend 41,9 0 Australien Cooper Basin 45,2 0,02 Australien Griffin 55 0,03 Australien Buffalo Crude 53 N.V. Australien Cossack 48,2 0,04 Australien Elang 56,2 N.V. Australien Enfield 21,7 0,13 Australien Gippsland (Bass Strait) 45,4 0,1 Aserbaidschan Azeri Light 34,8 0,15 Bahrain Bahrain Miscellaneous N.V. N.V. Belarus Belarus Miscellaneous N.V. N.V. Benin Seme 22,6 0,5 Benin Benin Miscellaneous N.V. N.V. Belize Belize Light Crude 40 N.V. Belize Belize Miscellaneous N.V. N.V. Bolivien Bolivian Condensate 58,8 0,1 Brasilien Garoupa 30,5 0,1 Brasilien Sergipano 25,1 0,4 Brasilien Campos Basin 20 N.V. Brasilien Urucu (Upper Amazon) 42 N.V. Brasilien Marlim 20 N.V. Brasilien Brazil Polvo 19,6 1,14 Brasilien Roncador 28,3 0,58 Brasilien Roncador Heavy 18 N.V. Brasilien Albacora East 19,8 0,52 Brunei Seria Light 36,2 0,1 Brunei Champion 24,4 0,1 Brunei Champion Condensate 65 0,1 Brunei Brunei LS Blend 32 0,1 Brunei Brunei Condensate 65 N.V. Brunei Champion Export 23,9 0,12 Kamerun Kole Marine Blend 34,9 0,3 Kamerun Lokele 21,5 0,5 Kamerun Moudi Light 40 N.V. Kamerun Moudi Heavy 21,3 N.V. Kamerun Ebome 32,1 0,35 Kamerun Cameroon Miscellaneous N.V. N.V. Kanada Peace River Light 41 N.V. Kanada Peace River Medium 33 N.V. Kanada Peace River Heavy 23 N.V. Kanada Manyberries 36,5 N.V. Kanada Rainbow Light and Medium 40,7 N.V. Kanada Pembina 33 N.V. Kanada Bells Hill Lake 32 N.V. Kanada Fosterton Condensate 63 N.V. Kanada Rangeland Condensate 67,3 N.V. Kanada Redwater 35 N.V. Kanada Lloydminster 20,7 2,8 Kanada Wainwright-Kinsella 23,1 2,3 Kanada Bow River Heavy 26,7 2,4 Kanada Fosterton 21,4 3 Kanada Smiley-Coleville 22,5 2,2 Kanada Midale 29 2,4 Kanada Milk River Pipeline 36 1,4 Kanada Ipl-Mix Sweet 40 0,2 Kanada Ipl-Mix Sour 38 0,5 Kanada Ipl Condensate 55 0,3 Kanada Aurora Light 39,5 0,4 Kanada Aurora Condensate 65 0,3 Kanada Reagan Field 35 0,2 Kanada Synthetic Canada 30,3 1,7 Kanada Cold Lake 13,2 4,1 Kanada Cold Lake Blend 26,9 3 Kanada Canadian Federated 39,4 0,3 Kanada Chauvin 22 2,7 Kanada Gcos 23 N.V. Kanada Gulf Alberta L & M 35,1 1 Kanada Light Sour Blend 35 1,2 Kanada Lloyd Blend 22 2,8 Kanada Peace River Condensate 54,9 N.V. Kanada Sarnium Condensate 57,7 N.V. Kanada Saskatchewan Light 32,9 N.V. Kanada Sweet Mixed Blend 38 0,5 Kanada Syncrude 32 0,1 Kanada Rangeland — South L & M 39,5 0,5 Kanada Northblend Nevis 34 N.V. Kanada Canadian Common Condensate 55 N.V. Kanada Canadian Common 39 0,3 Kanada Waterton Condensate 65,1 N.V. Kanada Panuke Condensate 56 N.V. Kanada Federated Light and Medium 39,7 2 Kanada Wabasca 23 N.V. Kanada Hibernia 37,3 0,37 Kanada BC Light 40 N.V. Kanada Boundary 39 N.V. Kanada Albian Heavy 21 N.V. Kanada Koch Alberta 34 N.V. Kanada Terra Nova 32,3 N.V. Kanada Echo Blend 20,6 3,15 Kanada Western Canadian Blend 19,8 3 Kanada Western Canadian Select 20,5 3,33 Kanada White Rose 31,0 0,31 Kanada Access 22 N.V. Kanada Premium Albian Synthetic Heavy 20,9 N.V. Kanada Albian Residuum Blend (ARB) 20,03 2,62 Kanada Christina Lake 20,5 3 Kanada CNRL 34 N.V. Kanada Husky Synthetic Blend 31,91 0,11 Kanada Premium Albian Synthetic (PAS) 35,5 0,04 Kanada Seal Heavy (SH) 19,89 4,54 Kanada Suncor Synthetic A (OSA) 33,61 0,178 Kanada Suncor Synthetic H (OSH) 19,53 3,079 Kanada Peace Sour 33 N.V. Kanada Western Canadian Resid 20,7 N.V. Kanada Christina Dilbit Blend 21,0 N.V. Kanada Christina Lake Dilbit 38,08 3,80 Tschad Doba Blend (Early Production) 24,8 0,14 Tschad Doba Blend (Later Production) 20,8 0,17 Chile Chile Miscellaneous N.V. N.V. China Taching (Daqing) 33 0,1 China Shengli 24,2 1 China Beibu N.V. N.V. China Chengbei 17 N.V. China Lufeng 34,4 N.V. China Xijiang 28 N.V. China Wei Zhou 39,9 N.V. China Liu Hua 21 N.V. China Boz Hong 17 0,282 China Peng Lai 21,8 0,29 China Xi Xiang 32,18 0,09 Kolumbien Onto 35,3 0,5 Kolumbien Putamayo 35 0,5 Kolumbien Rio Zulia 40,4 0,3 Kolumbien Orito 34,9 0,5 Kolumbien Cano-Limon 30,8 0,5 Kolumbien Lasmo 30 N.V. Kolumbien Cano Duya-1 28 N.V. Kolumbien Corocora-1 31,6 N.V. Kolumbien Suria Sur-1 32 N.V. Kolumbien Tunane-1 29 N.V. Kolumbien Casanare 23 N.V. Kolumbien Cusiana 44,4 0,2 Kolumbien Vasconia 27,3 0,6 Kolumbien Castilla Blend 20,8 1,72 Kolumbien Cupiaga 43,11 0,082 Kolumbien South Blend 28,6 0,72 Kongo (Brazzaville) Emeraude 23,6 0,5 Kongo (Brazzaville) Djeno Blend 26,9 0,3 Kongo (Brazzaville) Viodo Marina-1 26,5 N.V. Kongo (Brazzaville) Nkossa 47 0,03 Kongo (Kinshasa) Muanda 34 0,1 Kongo (Kinshasa) Congo/Zaire 31,7 0,1 Kongo (Kinshasa) Coco 30,4 0,15 Côte d'Ivoire Espoir 31,4 0,3 Côte d'Ivoire Lion Cote 41,1 0,101 Dänemark Dan 30,4 0,3 Dänemark Gorm 33,9 0,2 Dänemark Danish North Sea 34,5 0,26 Dubai Dubai (Fateh) 31,1 2 Dubai Margham Light 50,3 0 Ecuador Oriente 29,2 1 Ecuador Quito 29,5 0,7 Ecuador Santa Elena 35 0,1 Ecuador Limoncoha-1 28 N.V. Ecuador Frontera-1 30,7 N.V. Ecuador Bogi-1 21,2 N.V. Ecuador Napo 19 2 Ecuador Napo Light 19,3 N.V. Ägypten Belayim 27,5 2,2 Ägypten El Morgan 29,4 1,7 Ägypten Rhas Gharib 24,3 3,3 Ägypten Gulf of Suez Mix 31,9 1,5 Ägypten Geysum 19,5 N.V. Ägypten East Gharib (J-1) 37,9 N.V. Ägypten Mango-1 35,1 N.V. Ägypten Rhas Budran 25 N.V. Ägypten Zeit Bay 34,1 0,1 Ägypten East Zeit Mix 39 0,87 Äquatorialguinea Zafiro 30,3 N.V. Äquatorialguinea Alba Condensate 55 N.V. Äquatorialguinea Ceiba 30,1 0,42 Gabun Gamba 31,8 0,1 Gabun Mandji 30,5 1,1 Gabun Lucina Marine 39,5 0,1 Gabun Oguendjo 35 N.V. Gabun Rabi-Kouanga 34 0,6 Gabun T'Catamba 44,3 0,21 Gabun Rabi 33,4 0,06 Gabun Rabi Blend 34 N.V. Gabun Rabi Light 37,7 0,15 Gabun Etame Marin 36 N.V. Gabun Olende 17,6 1,54 Gabun Gabonian Miscellaneous N.V. N.V. Georgien Georgian Miscellaneous N.V. N.V. Ghana Bonsu 32 0,1 Ghana Salt Pond 37,4 0,1 Guatemala Coban 27,7 N.V. Guatemala Rubelsanto 27 N.V. Indien Bombay High 39,4 0,2 Indonesien Minas (Sumatron Light) 34,5 0,1 Indonesien Ardjuna 35,2 0,1 Indonesien Attaka 42,3 0,1 Indonesien Suri 18,4 0,2 Indonesien Sanga Sanga 25,7 0,2 Indonesien Sepinggan 37,9 0,9 Indonesien Walio 34,1 0,7 Indonesien Arimbi 31,8 0,2 Indonesien Poleng 43,2 0,2 Indonesien Handil 32,8 0,1 Indonesien Jatibarang 29 0,1 Indonesien Cinta 33,4 0,1 Indonesien Bekapai 40 0,1 Indonesien Katapa 52 0,1 Indonesien Salawati 38 0,5 Indonesien Duri (Sumatran Heavy) 21,1 0,2 Indonesien Sembakung 37,5 0,1 Indonesien Badak 41,3 0,1 Indonesien Arun Condensate 54,5 N.V. Indonesien Udang 38 0,1 Indonesien Klamono 18,7 1 Indonesien Bunya 31,7 0,1 Indonesien Pamusian 18,1 0,2 Indonesien Kerindigan 21,6 0,3 Indonesien Melahin 24,7 0,3 Indonesien Bunyu 31,7 0,1 Indonesien Camar 36,3 N.V. Indonesien Cinta Heavy 27 N.V. Indonesien Lalang 40,4 N.V. Indonesien Kakap 46,6 N.V. Indonesien Sisi-1 40 N.V. Indonesien Giti-1 33,6 N.V. Indonesien Ayu-1 34,3 N.V. Indonesien Bima 22,5 N.V. Indonesien Padang Isle 34,7 N.V. Indonesien Intan 32,8 N.V. Indonesien Sepinggan — Yakin Mixed 31,7 0,1 Indonesien Widuri 32 0,1 Indonesien Belida 45,9 0 Indonesien Senipah 51,9 0,03 Iran Iranian Light 33,8 1,4 Iran Iranian Heavy 31 1,7 Iran Soroosh (Cyrus) 18,1 3,3 Iran Dorrood (Darius) 33,6 2,4 Iran Rostam 35,9 1,55 Iran Salmon (Sassan) 33,9 1,9 Iran Foroozan (Fereidoon) 31,3 2,5 Iran Aboozar (Ardeshir) 26,9 2,5 Iran Sirri 30,9 2,3 Iran Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend) 27,1 2,5 Iran Bahr/Nowruz 25,0 2,5 Iran Iranian Miscellaneous N.V. N.V. Irak Basrah Light (Pers. Gulf) 33,7 2 Irak Kirkuk (Pers. Gulf) 35,1 1,9 Irak Mishrif (Pers. Gulf) 28 N.V. Irak Bai Hasson (Pers. Gulf) 34,1 2,4 Irak Basrah Medium (Pers. Gulf) 31,1 2,6 Irak Basrah Heavy (Pers. Gulf) 24,7 3,5 Irak Kirkuk Blend (Pers. Gulf) 35,1 2 Irak N. Rumalia (Pers. Gulf) 34,3 2 Irak Ras el Behar 33 N.V. Irak Basrah Light (Red Sea) 33,7 2 Irak Kirkuk (Red Sea) 36,1 1,9 Irak Mishrif (Red Sea) 28 N.V. Irak Bai Hasson (Red Sea) 34,1 2,4 Irak Basrah Medium (Red Sea) 31,1 2,6 Irak Basrah Heavy (Red Sea) 24,7 3,5 Irak Kirkuk Blend (Red Sea) 34 1,9 Irak N. Rumalia (Red Sea) 34,3 2 Irak Ratawi 23,5 4,1 Irak Basrah Light (Turkey) 33,7 2 Irak Kirkuk (Turkey) 36,1 1,9 Irak Mishrif (Turkey) 28 N.V. Irak Bai Hasson (Turkey) 34,1 2,4 Irak Basrah Medium (Turkey) 31,1 2,6 Irak Basrah Heavy (Turkey) 24,7 3,5 Irak Kirkuk Blend (Turkey) 34 1,9 Irak N. Rumalia (Turkey) 34,3 2 Irak FAO Blend 27,7 3,6 Kasachstan Kumkol 42,5 0,07 Kasachstan CPC Blend 44,2 0,54 Kuwait Mina al Ahmadi (Kuwait Export) 31,4 2,5 Kuwait Magwa (Lower Jurassic) 38 N.V. Kuwait Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Libyen Bu Attifel 43,6 0 Libyen Amna (high pour) 36,1 0,2 Libyen Brega 40,4 0,2 Libyen Sirtica 43,3 0,43 Libyen Zueitina 41,3 0,3 Libyen Bunker Hunt 37,6 0,2 Libyen El Hofra 42,3 0,3 Libyen Dahra 41 0,4 Libyen Sarir 38,3 0,2 Libyen Zueitina Condensate 65 0,1 Libyen El Sharara 42,1 0,07 Malaysia Miri Light 36,3 0,1 Malaysia Tembungo 37,5 N.V. Malaysia Labuan Blend 33,2 0,1 Malaysia Tapis 44,3 0,1 Malaysia Tembungo 37,4 0 Malaysia Bintulu 26,5 0,1 Malaysia Bekok 49 N.V. Malaysia Pulai 42,6 N.V. Malaysia Dulang 39 0,037 Mauretanien Chinguetti 28,2 0,51 Mexiko Isthmus 32,8 1,5 Mexiko Maya 22 3,3 Mexiko Olmeca 39 N.V. Mexiko Altamira 16 N.V. Mexiko Topped Isthmus 26,1 1,72 Niederlande Alba 19,59 N.V. Neutrale Zone Eocene (Wafra) 18,6 4,6 Neutrale Zone Hout 32,8 1,9 Neutrale Zone Khafji 28,5 2,9 Neutrale Zone Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Neutrale Zone Ratawi 23,5 4,1 Neutrale Zone Neutral Zone Mix 23,1 N.V. Neutrale Zone Khafji Blend 23,4 3,8 Nigeria Forcados Blend 29,7 0,3 Nigeria Escravos 36,2 0,1 Nigeria Brass River 40,9 0,1 Nigeria Qua Iboe 35,8 0,1 Nigeria Bonny Medium 25,2 0,2 Nigeria Pennington 36,6 0,1 Nigeria Bomu 33 0,2 Nigeria Bonny Light 36,7 0,1 Nigeria Brass Blend 40,9 0,1 Nigeria Gilli Gilli 47,3 N.V. Nigeria Adanga 35,1 N.V. Nigeria Iyak-3 36 N.V. Nigeria Antan 35,2 N.V. Nigeria OSO 47 0,06 Nigeria Ukpokiti 42,3 0,01 Nigeria Yoho 39,6 N.V. Nigeria Okwori 36,9 N.V. Nigeria Bonga 28,1 N.V. Nigeria ERHA 31,7 0,21 Nigeria Amenam Blend 39 0,09 Nigeria Akpo 45,17 0,06 Nigeria EA 38 N.V. Nigeria Agbami 47,2 0,044 Norwegen Ekofisk 43,4 0,2 Norwegen Tor 42 0,1 Norwegen Statfjord 38,4 0,3 Norwegen Heidrun 29 N.V. Norwegen Norwegian Forties 37,1 N.V. Norwegen Gullfaks 28,6 0,4 Norwegen Oseberg 32,5 0,2 Norwegen Norne 33,1 0,19 Norwegen Troll 28,3 0,31 Norwegen Draugen 39,6 N.V. Norwegen Sleipner Condensate 62 0,02 Oman Oman Export 36,3 0,8 Papua-Neuguinea Kutubu 44 0,04 Peru Loreto 34 0,3 Peru Talara 32,7 0,1 Peru High Cold Test 37,5 N.V. Peru Bayovar 22,6 N.V. Peru Low Cold Test 34,3 N.V. Peru Carmen Central-5 20,7 N.V. Peru Shiviyacu-23 20,8 N.V. Peru Mayna 25,7 N.V. Philippinen Nido 26,5 N.V. Philippinen Philippines Miscellaneous N.V. N.V. Katar Dukhan 41,7 1,3 Katar Qatar Marine 35,3 1,6 Katar Qatar Land 41,4 N.V. Ras al Chaima Rak Condensate 54,1 N.V. Ras al Chaima Ras Al Khaimah Miscellaneous N.V. N.V. Russland Urals 31 2 Russland Russian Export Blend 32,5 1,4 Russland M100 17,6 2,02 Russland M100 Heavy 16,67 2,09 Russland Siberian Light 37,8 0,4 Russland E4 (Gravenshon) 19,84 1,95 Russland E4 Heavy 18 2,35 Russland Purovsky Condensate 64,1 0,01 Russland Sokol 39,7 0,18 Saudi-Arabien Light (Pers. Gulf) 33,4 1,8 Saudi-Arabien Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) 27,9 2,8 Saudi-Arabien Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) 30,8 2,4 Saudi-Arabien Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) 37,8 1,1 Saudi-Arabien Light (Yanbu) 33,4 1,2 Saudi-Arabien Heavy (Yanbu) 27,9 2,8 Saudi-Arabien Medium (Yanbu) 30,8 2,4 Saudi-Arabien Berri (Yanbu) 37,8 1,1 Saudi-Arabien Medium (Zuluf/Marjan) 31,1 2,5 Schardscha Mubarek Schardscha 37 0,6 Schardscha Sharjah Condensate 49,7 0,1 Singapur Rantau 50,5 0,1 Spanien Amposta Marina North 37 N.V. Spanien Casablanca 34 N.V. Spanien El Dorado 26,6 N.V. Syrien Syrian Straight 15 N.V. Syrien Thayyem 35 N.V. Syrien Omar Blend 38 N.V. Syrien Omar 36,5 0,1 Syrien Syrian Light 36 0,6 Syrien Souedie 24,9 3,8 Thailand Erawan Condensate 54,1 N.V. Thailand Sirikit 41 N.V. Thailand Nang Nuan 30 N.V. Thailand Bualuang 27 N.V. Thailand Benchamas 42,4 0,12 Trinidad und Tobago Galeota Mix 32,8 0,3 Trinidad und Tobago Trintopec 24,8 N.V. Trinidad und Tobago Land/Trinmar 23,4 1,2 Trinidad und Tobago Calypso Miscellaneous 30,84 0,59 Tunesien Zarzaitine 41,9 0,1 Tunesien Ashtart 29 1 Tunesien El Borma 43,3 0,1 Tunesien Ezzaouia-2 41,5 N.V. Türkei Turkish Miscellaneous N.V. N.V. Ukraine Ukraine Miscellaneous N.V. N.V. Vereinigtes Königreich Auk 37,2 0,5 Vereinigtes Königreich Beatrice 38,7 0,05 Vereinigtes Königreich Brae 33,6 0,7 Vereinigtes Königreich Buchan 33,7 0,8 Vereinigtes Königreich Claymore 30,5 1,6 Vereinigtes Königreich S.V. (Brent) 36,7 0,3 Vereinigtes Königreich Tartan 41,7 0,6 Vereinigtes Königreich Tern 35 0,7 Vereinigtes Königreich Magnus 39,3 0,3 Vereinigtes Königreich Dunlin 34,9 0,4 Vereinigtes Königreich Fulmar 40 0,3 Vereinigtes Königreich Hutton 30,5 0,7 Vereinigtes Königreich N.W. Hutton 36,2 0,3 Vereinigtes Königreich Maureen 35,5 0,6 Vereinigtes Königreich Murchison 38,8 0,3 Vereinigtes Königreich Ninian Blend 35,6 0,4 Vereinigtes Königreich Montrose 40,1 0,2 Vereinigtes Königreich Beryl 36,5 0,4 Vereinigtes Königreich Piper 35,6 0,9 Vereinigtes Königreich Forties 36,6 0,3 Vereinigtes Königreich Brent Blend 38 0,4 Vereinigtes Königreich Flotta 35,7 1,1 Vereinigtes Königreich Thistle 37 0,3 Vereinigtes Königreich S.V. (Ninian) 38 0,3 Vereinigtes Königreich Argyle 38,6 0,2 Vereinigtes Königreich Heather 33,8 0,7 Vereinigtes Königreich South Birch 38,6 N.V. Vereinigtes Königreich Wytch Farm 41,5 N.V. Vereinigtes Königreich Cormorant North 34,9 0,7 Vereinigtes Königreich Cormorant South (Cormorant „A“) 35,7 0,6 Vereinigtes Königreich Alba 19,2 N.V. Vereinigtes Königreich Foinhaven 26,3 0,38 Vereinigtes Königreich Schiehallion 25,8 N.V. Vereinigtes Königreich Captain 19,1 0,7 Vereinigtes Königreich Harding 20,7 0,59 US Alaska ANS N.V. N.V. US Colorado Niobrara N.V. N.V. US New Mexico Four Corners N.V. N.V. US North Dakota Bakken N.V. N.V. US North Dakota North Dakota Sweet N.V. N.V. US Texas WTI N.V. N.V. US Texas Eagle Ford N.V. N.V. US Utah Covenant N.V. N.V. US Federal OCS Beta N.V. N.V. US Federal OCS Carpinteria N.V. N.V. US Federal OCS Dos Cuadras N.V. N.V. US Federal OCS Hondo N.V. N.V. US Federal OCS Hueneme N.V. N.V. US Federal OCS Pescado N.V. N.V. US Federal OCS Point Arguello N.V. N.V. US Federal OCS Point Pedernales N.V. N.V. US Federal OCS Sacate N.V. N.V. US Federal OCS Santa Clara N.V. N.V. US Federal OCS Sockeye N.V. N.V. Usbekistan Uzbekistan Miscellaneous N.V. N.V. Venezuela Jobo (Monagas) 12,6 2 Venezuela Lama Lamar 36,7 1 Venezuela Mariago 27 1,5 Venezuela Ruiz 32,4 1,3 Venezuela Tucipido 36 0,3 Venezuela Venez Lot 17 36,3 0,9 Venezuela Mara 16/18 16,5 3,5 Venezuela Tia Juana Light 32,1 1,1 Venezuela Tia Juana Med 26 24,8 1,6 Venezuela Officina 35,1 0,7 Venezuela Bachaquero 16,8 2,4 Venezuela Cento Lago 36,9 1,1 Venezuela Lagunillas 17,8 2,2 Venezuela La Rosa Medium 25,3 1,7 Venezuela San Joaquin 42 0,2 Venezuela Lagotreco 29,5 1,3 Venezuela Lagocinco 36 1,1 Venezuela Boscan 10,1 5,5 Venezuela Leona 24,1 1,5 Venezuela Barinas 26,2 1,8 Venezuela Sylvestre 28,4 1 Venezuela Mesa 29,2 1,2 Venezuela Ceuta 31,8 1,2 Venezuela Lago Medio 31,5 1,2 Venezuela Tigre 24,5 N.V. Venezuela Anaco Wax 41,5 0,2 Venezuela Santa Rosa 49 0,1 Venezuela Bombai 19,6 1,6 Venezuela Aguasay 41,1 0,3 Venezuela Anaco 43,4 0,1 Venezuela BCF-Bach/Lag17 16,8 2,4 Venezuela BCF-Bach/Lag21 20,4 2,1 Venezuela BCF-21,9 21,9 N.V. Venezuela BCF-24 23,5 1,9 Venezuela BCF-31 31 1,2 Venezuela BCF Blend 34 1 Venezuela Bolival Coast 23,5 1,8 Venezuela Ceuta/Bach 18 18,5 2,3 Venezuela Corridor Block 26,9 1,6 Venezuela Cretaceous 42 0,4 Venezuela Guanipa 30 0,7 Venezuela Lago Mix Med. 23,4 1,9 Venezuela Larosa/Lagun 23,8 1,8 Venezuela Menemoto 19,3 2,2 Venezuela Cabimas 20,8 1,8 Venezuela BCF-23 23 1,9 Venezuela Oficina/Mesa 32,2 0,9 Venezuela Pilon 13,8 2 Venezuela Recon (Venez) 34 N.V. Venezuela 102 Tj (25) 25 1,6 Venezuela Tjl Cretaceous 39 0,6 Venezuela Tia Juana Pesado (Heavy) 12,1 2,7 Venezuela Mesa-Recon 28,4 1,3 Venezuela Oritupano 19 2 Venezuela Hombre Pintado 29,7 0,3 Venezuela Merey 17,4 2,2 Venezuela Lago Light 41,2 0,4 Venezuela Laguna 11,2 0,3 Venezuela Bach/Ceuta Mix 24 1,2 Venezuela Bachaquero 13 13 2,7 Venezuela Ceuta — 28 28 1,6 Venezuela Temblador 23,1 0,8 Venezuela Lagomar 32 1,2 Venezuela Taparito 17 N.V. Venezuela BCF-Heavy 16,7 N.V. Venezuela BCF-Medium 22 N.V. Venezuela Caripito Blend 17,8 N.V. Venezuela Laguna/Ceuta Mix 18,1 N.V. Venezuela Morichal 10,6 N.V. Venezuela Pedenales 20,1 N.V. Venezuela Quiriquire 16,3 N.V. Venezuela Tucupita 17 N.V. Venezuela Furrial-2 (E. Venezuela) 27 N.V. Venezuela Curazao Blend 18 N.V. Venezuela Santa Barbara 36,5 N.V. Venezuela Cerro Negro 15 N.V. Venezuela BCF22 21,1 2,11 Venezuela Hamaca 26 1,55 Venezuela Zuata 10 15 N.V. Venezuela Zuata 20 25 N.V. Venezuela Zuata 30 35 N.V. Venezuela Monogas 15,9 3,3 Venezuela Corocoro 24 N.V. Venezuela Petrozuata 19,5 2,69 Venezuela Morichal 16 16 N.V. Venezuela Guafita 28,6 0,73 Vietnam Bach Ho (White Tiger) 38,6 0 Vietnam Dai Hung (Big Bear) 36,9 0,1 Vietnam Rang Dong 37,7 0,5 Vietnam Ruby 35,6 0,08 Vietnam Su Tu Den (Black Lion) 36,8 0,05 Jemen North Yemeni Blend 40,5 N.V. Jemen Alif 40,4 0,1 Jemen Maarib Lt. 49 0,2 Jemen Masila Blend 30-31 0,6 Jemen Shabwa Blend 34,6 0,6 Andere Ölschiefer N.V. N.V. Andere Schieferöl N.V. N.V. Andere Erdgas: aus der Quelle N.V. N.V. Andere Erdgas: aus LNG N.V. N.V. Andere Schiefergas: aus der Quelle N.V. N.V. Andere Kohle N.V. N.V.
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