Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung eines Mindestschwellenwertes für die Treibhausgaseinsparungen durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe und einer Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe

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e Erzeugung dieser Einsatzstoffe über die gesamte Lieferkette hinweg entstehen (einschließlich der Emissionen aus der Gewinnung der für die Erzeugung des Einsatzstoffes erforderlichen Primärenergie sowie aus der Verarbeitung und dem Transport des Einsatzstoffes). Emissionen, die aufgrund des Kohlenstoffgehalts des Kraftstoff-Einsatzstoffes bei der Verbrennung entstehen, werden nicht berücksichtigt (3). THG-Emissionen aus Einsatzstoffen mit elastischem Angebot, die nicht in einem integrierten Verfahren gewonnen werden, werden jedoch auf der Grundlage der Werte aus Teil B dieses Anhangs bestimmt. Ist der Einsatzstoff nicht in der Liste enthalten, können Informationen über die Emissionsintensität aus der neuesten Fassung des JEC-WTW-Berichts, der ECOINVENT-Datenbank sowie von offiziellen Quellen wie IPCC, IEA oder der Regierung, anderen überprüften Quellen wie der E3- und GEMIS-Datenbank und von Sachverständigen geprüfte Veröffentlichungen genutzt werden. 8. Der Lieferant eines Einsatzstoffes, dessen Werte nicht aus Teil B dieses Anhangs entnommen werden, berechnet die Emissionsintensität (4) des Einsatzstoffes nach den in diesem Dokument beschriebenen Verfahren und leitet den Wert an den nächsten Erzeugungsschritt oder an den Enderzeuger des Kraftstoffs weiter. Dies gilt auch für die Lieferanten von Einsatzstoffen aus weiter vorgelagerten Teilen der Lieferkette. 9. Emissionen aus Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot umfassen die Emissionen, die sich durch die Änderung der Nutzung dieser Einsatzstoffe gegenüber einer früheren oder alternativen Nutzung ergeben. Bei diesen Emissionen werden die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder Produkten, die zuvor mithilfe des Einsatzstoffes erzeugt wurden, sowie alle Emissionen infolge einer zusätzlichen Behandlung des Einsatzstoffes und des Transports berücksichtigt. Dabei gelten folgende Regeln: a) Emissionen, die der Versorgung mit Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot zugeordnet werden, werden ermittelt, indem die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder sonstigen Erzeugnissen mit dem entsprechenden Emissionsfaktor multipliziert wird. Bei einem Verlust an Stromerzeugung sind die Emissionsfaktoren für die Netzstromerzeugung in dem Land zu berücksichtigen, in dem die Nutzungsänderung stattgefunden hat, und nach der entsprechenden Methode gemäß den Nummern 5 oder 6 zu ermitteln. Bei einer Änderung der Nutzung von Material werden die dem Ersatzmaterial zuzuordnenden Emissionen nach der Methode für Materialeinsatzstoffe berechnet. In den ersten 20 Jahren nach Beginn der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe wird die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme und Material auf der Grundlage der durchschnittlichen Menge an Strom und Wärme bestimmt, die in den letzten drei Jahren vor dem Beginn der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe mithilfe des Einsatzstoffes mit unelastischem Angebot erzeugt wurde. Nach einer Erzeugungszeit von 20 Jahren wird die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder anderen Erzeugnissen auf der Grundlage der Mindestvorgaben für die Energieeffizienz bestimmt, die in den einschlägigen Schlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Technologien (BVT) enthalten sind. Ist das Verfahren nicht Gegenstand einer BVT-Schlussfolgerung, so muss die Schätzung der Erzeugungsverluste auf einem vergleichbaren Verfahren auf der Grundlage des neuesten Stands der Technik beruhen. b) Bei Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot, bei denen es sich um Zwischenströme in Industrieverfahren handelt, wie Kokereigas, Hochofengas in einem Stahlwerk oder Raffineriegas in einer Ölraffinerie, werden die durch die Nutzungsänderung von Einsatzstoffen bedingten Emissionen anhand von Simulationen des Anlagenbetriebs vor und nach der Änderung für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe bestimmt, wenn die Auswirkungen der Nutzungsänderung zugunsten der Kraftstofferzeugung nicht direkt gemessen werden können. Hat die Änderung der Anlage bei einigen Erzeugnissen zu einer Verringerung des Outputs geführt, so umfassen die Emissionen, die dem Einsatzstoff mit unelastischem Angebot zugeordnet werden, auch die Emissionen, die sich durch den Ersatz der entgangenen Erzeugung ergeben. c) Werden bei dem Verfahren Einsatzstoffe mit unelastischem Angebot aus neuen Anlagen verwendet, z. B. aus einem neuen Stahlwerk, in dem das Hochofengas für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe genutzt wird, so sind die Auswirkungen der Nutzungsänderung des Einsatzstoffes gegenüber der wirtschaftlichsten alternativen Nutzung zu berücksichtigen. Anschließend werden die Auswirkungen auf die Emissionen anhand der in den einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen enthaltenen Mindestvorgaben für die Energieeffizienz berechnet. Bei Industrieverfahren, die nicht Gegenstand von BVT-Schlussfolgerungen sind, werden die eingesparten Emissionen nach einem vergleichbaren Verfahren auf der Grundlage des neuesten Stands der Technik berechnet. 10. Die Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung umfassen alle Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung des Einsatzstoffes, die vermieden werden, wenn der Einsatzstoff für die Kraftstofferzeugung verwendet wird. Diese Emissionen umfassen auch das CO2-Äquivalent des in der chemischen Zusammensetzung des Kraftstoffs enthaltenen Kohlenstoffs, der andernfalls als CO2 in die Atmosphäre emittiert worden wäre. Dazu gehört CO2, das abgeschieden wurde und in den Kraftstoff eingegangen ist, sofern mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist: a) Das CO2 wurde bei einer in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten Tätigkeit abgeschieden und in einem vorgelagerten Schritt in einem wirksamen CO2-Bepreisungssystem berücksichtigt und es geht vor 2036 in die chemische Zusammensetzung des Kraftstoffs ein. Stammt das CO2 nicht aus der Verbrennung von Brennstoffen zur Stromerzeugung, endet dieser Zeitraum erst 2041; oder b) das CO2 wurde aus der Luft abgeschieden; oder c) das abgeschiedene CO2 stammt aus der Erzeugung oder Verbrennung von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen, die den Kriterien für Nachhaltigkeit und Treibhausgaseinsparungen entsprechen, und für die CO2-Abscheidung und -Ersetzung gemäß den Anhängen V und VI der Richtlinie (EU) 2018/2001 wurden keine Gutschriften für eingesparte Emissionen erteilt; oder d) das abgeschiedene CO2 stammt aus der Verbrennung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe, die die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß Artikel 25 Absatz 2 und Artikel 28 Absatz 5 der Richtlinie (EU) 2018/2001 und der vorliegenden Verordnung erfüllen; oder e) das abgeschiedene CO2 stammt aus einer geologischen CO2-Quelle und das CO2 wurde zuvor auf natürliche Weise freigesetzt. Abgeschiedenes CO2 aus einem Brennstoff, der gezielt für den Zweck der Erzeugung von CO2 verbrannt wird, sowie für CO2, für dessen Abscheidung nach anderen Rechtsvorschriften eine Emissionsgutschrift gewährt wurde, ist ausgenommen. Emissionen im Zusammenhang mit Einsatzstoffen wie Strom, Wärme und Verbrauchsmaterialien, die bei der CO2-Abscheidung verwendet werden, werden bei der Berechnung der den Einsatzstoffen zugeordneten Emissionen ebenfalls berücksichtigt. 11. Die unter Nummer 10 Buchstabe a festgelegten Zeitpunkte können geändert werden, wobei die Umsetzung des gemäß Artikel 4 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2021/1119 festgelegten unionsweiten Klimaziels für 2040 in den unter die Richtlinie 2003/87/EG fallenden Sektoren berücksichtigt wird. 12. Die Emissionen aus der Verarbeitung umfassen direkte atmosphärische Emissionen aus der Verarbeitung selbst, aus der Abfallbehandlung und aus Leckagen. 13. Die Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs sind die gesamten Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs bei der Nutzung. 14. Die bei den Emissionsberechnungen berücksichtigten Treibhausgase und ihre CO2-Äquivalente müssen den Angaben in Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 entsprechen. 15. Entstehen bei einem Verfahren mehrere Nebenerzeugnisse wie Brennstoffe oder Chemikalien sowie energetische Nebenerzeugnisse wie Wärme, Strom oder mechanische Energie, die aus der Anlage ausgeführt werden, werden diesen Nebenerzeugnissen wie folgt Treibhausgasemissionen zugeordnet: a) Die Zuordnung erfolgt am Ende des Verfahrens, in dem die Nebenerzeugnisse entstehen. Die zugeordneten Emissionen umfassen die Emissionen aus dem Verfahren selbst sowie die Emissionen, die den Einsatzstoffen des Verfahrens zugeordnet werden. b) Die zuzuordnenden Emissionen betragen ei zuzüglich etwaiger Anteile von ep , etd und eccs , die bis zu dem Verfahrensschritt (einschließlich) entstehen, bei dem die Nebenerzeugnisse erzeugt werden. Ist ein Einsatzstoff in einem Verfahren selbst ein Nebenerzeugnis eines anderen Verfahrens, werden bei der Ermittlung der Emissionen, die dem Einsatzstoff zuzuordnen sind, die Emissionen zunächst für das andere Verfahren ermittelt. c) Wird in einer Anlage innerhalb der Projektgrenzen nur eines der Nebenerzeugnisse des Projekts behandelt, so werden die Emissionen dieser Anlage vollständig diesem Nebenerzeugnis zugeordnet. d) Ist es in einem Verfahren möglich, das Verhältnis der Nebenerzeugnisse zu ändern, so erfolgt die Zuordnung auf der Grundlage physischer Erwägungen, wobei die Auswirkungen einer Erhöhung des Outputs an nur einem Nebenerzeugnis bei einem ansonsten konstant bleibenden Output auf die Emissionen des Verfahrens ermittelt werden. e) Ist das Verhältnis der Erzeugnisse unveränderlich und handelt es sich bei den Nebenerzeugnissen ausschließlich um Brennstoffe, Strom oder Wärme, richtet sich die Zuordnung nach dem Energiegehalt. Erfolgt die Zuordnung für die ausgeführte Wärme auf der Grundlage des Energiegehalts, so wird nur der nutzbare Teil der Wärme gemäß Anhang V Teil C Nummer 16 der Richtlinie (EU) 2018/2001 berücksichtigt. f) Ist das Verhältnis der Erzeugnisse unveränderlich und handelt es sich bei einigen der Nebenerzeugnisse um Material ohne Energiegehalt, richtet sich die Zuordnung nach dem wirtschaftlichen Wert der Nebenerzeugnisse. Der zugrunde gelegte wirtschaftliche Wert ist der durchschnittliche Erzeugerpreis der Erzeugnisse in den letzten drei Jahren. Liegen diese Daten nicht vor, so wird der Wert anhand der Rohstoffpreise abzüglich der Transport- und Lagerkosten (5) geschätzt. 16. Die Emissionen aus Transport und Verteilung umfassen die Emissionen aus der Lagerung und Verteilung der fertigen Kraftstoffe. Emissionen ei , die den Einsatzstoffen zugeordnet werden, umfassen auch die Emissionen aus Transport und Lagerung der Einsatzstoffe. 17. Entstehen bei einem Verfahren zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe CO2-Emissionen, die gemäß der Richtlinie 2009/31/EG über die geologische Speicherung von Kohlendioxid dauerhaft gespeichert werden, so kann dies bei den Erzeugnissen des Verfahrens als Verringerung der Emissionen unter eccs berücksichtigt werden. Emissionen, die beim Speichervorgang (einschließlich des Transports von CO2) entstehen, werden unter ep ebenfalls berücksichtigt. B. „STANDARDWERTE“ FÜR TREIBHAUSGASINTENSITÄTEN VON EINSATZSTOFFEN MIT ELASTISCHEM ANGEBOT Die nachstehende Tabelle enthält die THG-Intensitäten anderer Einsatzstoffe als Strom: Gesamtemissionen g CO2-Äq./MJ Vorgelagerte Emissionen g CO2-Äq./MJ Emissionen aus der Verbrennung g CO2-Äq./MJ Erdgas 66,0 9,7 56,2 Diesel 95,1 21,9 73,2 Benzin 93,3 19,9 73,4 Schweres Heizöl 94,2 13,6 80,6 Methanol 97,1 28,2 68,9 Steinkohle 112,3 16,2 96,1 Braunkohle 116,7 1,7 115,0 g CO2-Äq./kg Ammoniak 2 351,3 Calciumchlorid (CaCl2) 38,8 Cyclohexan 723,0 Salzsäure (HCl) 1 061,1 Schmiermittel 947,0 Magnesiumsulfat (MgSO4) 191,8 Stickstoff 56,4 Phosphorsäure (H3PO4) 3 124,7 Kaliumhydroxid (KOH) 419,1 Reines CaO für Prozesse 1 193,2 Natriumcarbonat (Na2CO3) 1 245,1 Natriumchlorid (NaCl) 13,3 Natriumhydroxid (NaOH) 529,7 Natriummethoxid (Na(CH3O)) 2 425,5 SO2 53,3 Schwefelsäure (H2SO4) 217,5 Harnstoff 1 846,6 C. THG-EMISSIONSINTENSITÄT VON STROM Die Treibhausgasemissionsintensität von Strom wird für einzelne Länder oder für einzelne Gebotszonen bestimmt. Die Treibhausgasemissionsintensität von Strom kann für Gebotszonen nur dann bestimmt werden, wenn die erforderlichen Daten öffentlich zugänglich sind. Bei der Berechnung der CO2-Intensität von Strom, die als g CO2-Äq. je kWh Strom ausgedrückt wird, werden alle potenziellen Primärenergiequellen für die Stromerzeugung, die Art der Anlage, die Umwandlungswirkungsgrade und der Eigenstromverbrauch der Stromerzeugungsanlage berücksichtigt. Bei der Berechnung werden alle CO2-Äquivalent-Emissionen berücksichtigt, die mit der Verbrennung und Lieferung der bei der Stromerzeugung genutzten Brennstoffe verbunden sind. Maßgeblich sind dabei die Menge der einzelnen Brennstoffe, die in den Stromerzeugungsanlagen verbraucht werden, die Emissionsfaktoren der Brennstoffverbrennung und die Emissionsfaktoren der Brennstoffverbrennung in vorgelagerten Erzeugungsschritten. Andere Treibhausgase als CO2 werden gemäß Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 in CO2-Äquivalent umgerechnet; dazu wird ihre Menge mit ihrem auf CO2 sowie auf einen Zeitraum von 100 Jahren bezogenen globalen Erwärmungspotential (GWP) multipliziert. Aufgrund ihres biogenen Ursprungs werden CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse-Brennstoffen nicht berücksichtigt, die Emissionen von CH4 und N2O werden jedoch angerechnet. Für die Berechnung der THG-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung sind die IPCC-Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung in der Energiewirtschaft zu verwenden (IPCC 2006). Die vorgelagerten Emissionen umfassen Emissionen aus allen Verfahren und Phasen, die erforderlich sind, um den Brennstoff für den Einsatz in der Stromerzeugung vorzubereiten; sie entstehen bei der Gewinnung, der Raffination und dem Transport des für die Stromerzeugung verwendeten Brennstoffs. Darüber hinaus sind alle vorgelagerten Emissionen aus dem Anbau, der Ernte, der Sammlung, der Verarbeitung und dem Transport von Biomasse zu berücksichtigen. Torf und die Bestandteile fossilen Ursprungs von Abfallmaterialien werden wie fossile Brennstoffe behandelt. Die für die Bruttostromerzeugung in reinen Stromerzeugungsanlagen verwendeten Brennstoffe werden auf der Grundlage der Stromerzeugung und des Wirkungsgrads bei der Umwandlung in Strom bestimmt. Bei der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) werden die Brennstoffe, die für die bei der KWK erzeugte Wärme verwendet werden, anhand einer alternativen Wärmeerzeugung mit einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad von 85 % berechnet, während der Rest der Stromerzeugung zugeordnet wird. Bei Kernkraftwerken wird angenommen, dass der Umwandlungswirkungsgrad aus nuklearer Wärme 33 % beträgt, oder es werden Daten von Eurostat oder einer ähnlichen, akkreditierten Quelle zugrunde gelegt. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, wie Wasserkraft, Sonnen- und Windenergie sowie Geothermie, werden keine Brennstoffe eingesetzt. Die Emissionen aus dem Bau, der Stilllegung und der Abfallentsorgung von Stromerzeugungsanlagen werden nicht berücksichtigt. Die CO2-Äquivalent-Emissionen bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen (Wind, Sonne, Wasserkraft und Geothermie) werden daher mit null angesetzt. Die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Bruttostromerzeugung umfassen die in Tabelle 3 aufgeführten vorgelagerten Emissionen gemäß dem JEC-Well-To-Wheels-Bericht, Version 5 (JEC WTW v5), (Prussi et al., 2020) und die in den Tabellen 1 und 2 aufgeführten Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung gemäß den IPCC-Richtlinien für nationale Treibhausgasinventare (IPCC 2006). Die vorgelagerten Emissionen zur Versorgung mit dem genutzten Brennstoff werden anhand der Emissionsfaktoren für vorgelagerte Emissionen gemäß JEC WTW v5 (Prussi et al., 2020) berechnet. Die CO2-Intensität von Strom wird nach folgender Formel berechnet: Dabei gilt: e gross_prod = CO2-Äquivalent-Emissionen = Faktoren für vorgelagerte CO2-Äquivalent-Emissionen = Faktoren für die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung B i = Brennstoffverbrauch für die Stromerzeugung = für die Stromerzeugung genutzte Brennstoffe Der Wert der Nettostromerzeugung hängt von der Bruttostromerzeugung, dem Eigenverbrauch in der Stromerzeugungsanlage und den Stromverlusten bei der Pumpspeicherung ab. Dabei gilt: E net = Nettostromerzeugung E gross = Bruttostromerzeugung E own = interner Eigenstromverbrauch in der Stromerzeugungsanlage E pump = Pumpstromverbrauch Die CO2-Intensität des erzeugten Nettostroms wird durch die gesamten Brutto-Treibhausgasemissionen bei der Erzeugung oder Nutzung des Nettostroms bestimmt: Dabei gilt: CI = CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Stromerzeugung Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch Die Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch sind den IEA-Daten und -Statistiken zu Energiebilanzen und dem mit verschiedenen Brennstoffen erzeugten Strom zu entnehmen, z. B. auf der IEA-Website, Bereich „Daten und Statistiken“ („Energy Statistics Data Browser“) (6). Für EU-Mitgliedstaaten sind die Eurostat-Daten detaillierter und können stattdessen verwendet werden. Wird die Treibhausgasemissionsintensität für Gebotszonen bestimmt, so sind Daten aus amtlichen nationalen Statistiken zu verwenden, die ebenso detailliert sind wie die IEA-Daten. Die Daten zum Brennstoffverbrauch müssen die verfügbaren Daten der nationalen Statistiken mit dem höchsten Detailgrad umfassen: feste fossile Brennstoffe, industriell erzeugte Gase, Torf- und Torferzeugnisse, Ölschiefer und bituminöse Sande, Rohöl und Mineralölerzeugnisse, Erdgas, erneuerbare Energien und Biobrennstoffe, nicht erneuerbare Abfälle und Kernenergie. Zu den erneuerbaren Energien und Biobrennstoffen zählen Biobrennstoffe, erneuerbare Siedlungsabfälle, Wasserkraft, Meeresenergie, Geothermie, Wind- und Sonnenenergie sowie Wärmepumpen. Daten zu Einsatzstoffen aus Literaturquellen Tabelle 1 Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung von Brennstoffen [g/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts] Brennstoff CO2 CH4 N2O Feste fossile Brennstoffe Anthrazit 98,3 0,001 0,0015 Kokskohle 94,6 0,001 0,0015 Sonstige bituminöse Kohle 94,6 0,001 0,0015 Subbituminöse Kohle 96,1 0,001 0,0015 Braunkohle 101 0,001 0,0015 Steinkohlebriketts 97,5 0,001 0,0015 Kokereikoks 107 0,001 0,0015 Gaskoks 107 0,001 0,0001 Kohlenteer 80,7 0,001 0,0015 Braunkohlebriketts 97,5 0,001 0,0015 Industriell erzeugte Gase Ortsgas 44,4 0,001 0,0001 Kokereigas 44,4 0,001 0,0001 Hochofengas 260 0,001 0,0001 Sonstiges Konvertergas 182 0,001 0,0001 Torf und Torferzeugnisse 106 0,001 0,0015 Ölschiefer und bituminöse Sande 73,3 0,003 0,0006 Rohöl und Mineralölerzeugnisse Rohöl 73,3 0,003 0,0006 Flüssigerdgas 64,2 0,003 0,0006 Raffinerieeinsatzmaterial 73,3 0,003 0,0006 Additive und Oxygenate 73,3 0,003 0,0006 Sonstige Kohlenwasserstoffe 73,3 0,003 0,0006 Raffineriegas 57,6 0,001 0,0001 Ethan 61,6 0,001 0,0001 Verflüssigtes Erdgas 63,1 0,001 0,0001 Motorenbenzin 69,3 0,003 0,0006 Flugbenzin 70 0,003 0,0006 Flugturbinenkraftstoff auf Naphtabasis 70 0,003 0,0006 Flugturbinenkraftstoff auf Petroleumbasis 71,5 0,003 0,0006 Sonstiges Kerosin 71,5 0,003 0,0006 Naphta 73,3 0,003 0,0006 Gasöl und Dieselöl 74,1 0,003 0,0006 Heizöl 77,4 0,003 0,0006 Testbenzin und Industriebrennstoffe 73,3 0,003 0,0006 Schmiermittel 73,3 0,003 0,0006 Bitumen 80,7 0,003 0,0006 Petrolkoks 97,5 0,003 0,0006 Paraffinwachse 73,3 0,003 0,0006 Sonstige Mineralölerzeugnisse 73,3 0,003 0,0006 Erdgas 56,1 0,001 0,0001 Abfälle Industrieabfälle (nicht erneuerbar) 143 0,03 0,004 Siedlungsabfälle (nicht erneuerbar) 91,7 0,03 0,004 Hinweis: Die Werte müssen mit den GWP-Faktoren aus Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 multipliziert werden. Quelle: IPCC, 2006. Tabelle 2 Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung von Brennstoffen aus Biomasse [g/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts] Brennstoff CO2 CH4 N2O Primäre feste Biokraftstoffe 0 0,03 0,004 Holzkohle 0 0,2 0,004 Biogase 0 0,001 0,0001 Siedlungsabfälle (erneuerbar) 0 0,03 0,004 Reines Biobenzin 0 0,003 0,0006 Beigemischtes Biobenzin 0 0,003 0,0006 Reine Biodieselkraftstoffe 0 0,003 0,0006 Beigemischte Biodieselkraftstoffe 0 0,003 0,0006 Reiner Bioflugturbinenkraftstoff 0 0,003 0,0006 Beigemischter Bioflugturbinenkraftstoff 0 0,003 0,0006 Andere flüssige Biokraftstoffe 0 0,003 0,0006 Quelle: IPCC, 2006. Tabelle 3 Emissionsfaktoren für die vorgelagerten Brennstoffemissionen [g CO2-Äq./MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts] Brennstoff Emissionsfaktor Steinkohle 15,9 Braunkohle 1,7 Torf 0 Kohlegase 0 Mineralölerzeugnisse 11,6 Erdgas 12,7 Feste Biobrennstoffe 0,7 Flüssige Biobrennstoffe 46,8 Industrieabfälle 0 Siedlungsabfälle 0 Biogase 13,7 Kernkraft 1,2 Quelle: JEC WTW v5 Tabelle A enthält die Werte für die THG-Emissionsintensität von Strom für die einzelnen Länder der Europäischen Union. Wird die Treibhausgasemissionsintensität von Strom auf Länderebene bestimmt, so sind diese Werte für den in der Europäischen Union erzeugten Strom so lange zu verwenden, bis neuere Daten vorliegen, um die Emissionsintensität von Strom zu bestimmen (7). Tabelle A Emissionsintensität von Strom in der Europäischen Union 2020 Land Emissionsintensität des erzeugten Stroms (g CO2-Äq./MJ) Österreich 39,7 Belgien 56,7 Bulgarien 119,2 Zyper