Europäische Union

Delegierte Verordnung (EU) 2026/285 der Kommission vom 3. Februar 2026 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2024/3012 des Europäischen Parlaments und des Rates durch die Festlegung der Zertifizierungsmethoden für Tätigkeiten zur dauerhaften CO2-Entnahme

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Quellenkennung: 32026R0285. Spätere Änderungen sind nicht automatisch in dieser Fassung enthalten.

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oduktionscharge zugewiesen werden (siehe Abschnitt 2.2.5.1), selbst wenn die Ausgangsstoffe und die Produktionsbedingungen ähnlich sind. Biokohle aus ein und derselben Tätigkeit kann an mehreren Standorten in Böden eingebracht oder Produkten zugesetzt werden. 1.1.2.1. Zulässigkeitskriterien für die Erzeugung Beim Produktionsprozess für Biokohle (a) werden Biomasse oder Biomasse-Brennstoffe auf Temperaturen von mindestens 350 °C erhitzt; (b) sind die Verfahren darauf ausgelegt, sämtliches mit der Biokohle erzeugtes Methan vollständig abzuscheiden oder zu zerstören; (c) wird die anfallende Wärme zur Trocknung von Biomasse oder zur Deckung eines anderen wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs genutzt. Als Ausnahme von dieser Regel können mobile Biokohleanlagen ohne Nutzung der erzeugten Wärme betrieben werden, wenn es in ihrem spezifischen Fall nicht praktikabel wäre, die Wärme zu nutzen. Zertifizierungssysteme können detailliertere Anforderungen an den Mindestwirkungsgrad der Wärmenutzung festlegen. 1.1.2.2. Zulässige Formen von Biokohleanwendungen 1.1.2.2.1. Einbringung von Biokohle in Böden Biokohle kann zur dauerhaften CO2-Speicherung in Böden eingebracht werden. Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle in Böden eingebracht wird, stellen sicher, dass kein erhebliches Risiko besteht, dass der Netto-Klimanutzen der BCR durch Wärmeabsorption aufgrund einer verringerten Albedo verloren geht. (a) Einbringung von Biokohle in landwirtschaftliche Böden und Waldböden Die Einbringung von Biokohle ist für die Zertifizierung zulässig, wenn die Biokohle entweder direkt ohne vorherige Mischung mit einem anderen Produkt oder nach Vermischung mit einer Matrix aus Boden oder einem oder mehreren zusätzlichen Bodenverbesserungsmitteln gemäß Artikel 5 der Verordnung (EU) 2019/1009 des Europäischen Parlaments und des Rates (2) oder nach Verfütterung an Tiere und Verwertung als Gülle (i) in landwirtschaftliche Böden eingebracht wird; (ii) in Waldböden eingebracht wird; (iii) in Böden in Gewächshäusern eingebracht wird. Die Gesamteinbringung von Biokohle in landwirtschaftliche Böden und Waldböden ist im Laufe der Zeit auf insgesamt höchstens 50 Tonnen pro Hektar [t/ha] begrenzt, unabhängig davon, ob eine Zertifizierung besteht oder nicht, und einschließlich Einbringungen, die vor der Annahme dieser Methodik erfolgt sind. Die Betreiber führen geografisch spezifische Einbringungsprotokolle, damit die kumulative Einbringung überwacht werden kann. (b) Einbringung von Biokohle in andere Böden als landwirtschaftliche Böden und Waldböden Die Einbringung von Biokohle ist für die Zertifizierung zulässig, wenn die Biokohle entweder direkt ohne vorherige Mischung mit einem anderen Produkt oder nach Vermischung mit einer Matrix aus Boden oder anderen geeigneten Materialien (i) zur Landschaftsgestaltung, für die tägliche Abdeckung von Deponien oder das Auffüllen von Löchern und Gruben wie stillgelegten Bergwerken und Erdölbrunnen verwendet wird; (ii) in städtische Böden beispielsweise als Pflanzerde für Blumenbeete oder zur Anpflanzung städtischer Bäume und in öffentlichen oder privaten Parks und Gärten eingebracht wird. Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle für die Landschaftsgestaltung, Deponien oder das Auffüllen von Löchern und Gruben erzeugt wird, vermischen die Biokohle vor der Anwendung mit mindestens einem weiteren Material und stellen dabei sicher, dass die Mischung keine selbstständige Verbrennung unterhalten kann. 1.1.2.2.2. Produkten zugesetzte Biokohle Nur BCR-Tätigkeiten, bei denen Biokohle Zement, Beton oder Asphalt zugesetzt wird, sind für die Zertifizierung zulässig. 1.2. Tätigkeitszeitraum, Überwachungszeitraum und Zertifizierungszeitraum 1.2.1. DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten 1.2.1.1. Tätigkeitszeitraum Die Dauer eines Tätigkeitszeitraums darf bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten maximal 15 Jahre betragen. Am Ende jedes Tätigkeitszeitraums können die Betreiber einen neuen Tätigkeitszeitraum beginnen, indem sie einen neuen Tätigkeitsplan vorlegen. 1.2.1.2. Überwachungszeitraum Der Überwachungszeitraum für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten entspricht dem Zeitraum bis zu dem Zeitpunkt, zu dem die Verantwortung für alle bei der Tätigkeit genutzten geologischen Speicherstätten gemäß Artikel 18 der Richtlinie 2009/31/EG den jeweils zuständigen nationalen Behörden übertragen wurde. 1.2.1.3. Zertifizierungszeitraum Die Dauer des Zertifizierungszeitraums darf bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten maximal 1 Jahr betragen. Kann der Zeitraum, in dem das in einem bestimmten Zertifizierungszeitraum abgeschiedene CO2 physisch in die dauerhafte Speicherung gelangt, nicht genau bestimmt werden, so können die Betreiber die Emissionen im Zusammenhang mit Transport und Speicherung auf der Grundlage der während des Zertifizierungszeitraums aufgezeichneten Daten schätzen, ohne bei dieser Berechnung eine zeitliche Verschiebung zwischen dem Zeitpunkt, zu dem das CO2 abgeschieden wurde, und dem Zeitpunkt, zu dem es injiziert wird, zu berücksichtigen, indem sie die durchschnittlich damit verbundenen Emissionen (einschließlich diffuse Emissionen, Leckagen und Ablassen von CO2) während des Transports und der Speicherung des CO2 pro während des Zertifizierungszeitraums behandelter Tonne CO2 bewerten. 1.2.2. BCR-Tätigkeit 1.2.2.1. Tätigkeitszeitraum Die Dauer eines Tätigkeitszeitraums darf bei BCR-Tätigkeiten maximal 5 Jahre betragen. Am Ende jedes Tätigkeitszeitraums können die Betreiber einen neuen Tätigkeitszeitraum beginnen, indem sie einen neuen Tätigkeitsplan vorlegen. 1.2.2.2. Überwachungszeitraum Der Überwachungszeitraum für BCR-Tätigkeiten entspricht (a) bei Tätigkeiten, bei denen Biokohle in Böden eingebracht wird: wenn die Einbringung in den Boden direkt von der Zertifizierungsstelle überwacht wird, dem Zeitraum bis zur Einbringung; andernfalls dem Zeitraum von bis zu einem Jahr nach Ablauf des Zertifizierungszeitraums, für den die Einbringung von Biokohle in Böden gemeldet wurde; (b) bei Tätigkeiten, bei denen Biokohle Produkten zugesetzt wird: dem Zeitraum bis zu dem Zeitpunkt, zu dem nachgewiesen wird, dass Biokohle zugesetzt wurde. 1.2.2.3. Zertifizierungszeitraum Der Zertifizierungszeitraum darf bei BCR-Tätigkeiten maximal ein Jahr betragen. Die CO2-Entnahmen und damit verbundenen Emissionen werden in dem Zertifizierungszeitraum, in dem das CO2 dauerhaft per Einbringung von Biokohle in Böden oder Zusetzen von Biokohle zu Produkten gespeichert wird, aufgezeichnet. 1.3. Planung und Berichterstattung 1.3.1. Tätigkeitsplan Vor der Zertifizierungsprüfung legt der Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Tätigkeitsplan vor, der die erforderlichen Informationen enthält, anhand derer die Einhaltung der Anforderungen dieser Methodik gemäß Absatz 3 bewertet werden kann. Möchte ein Betreiber während des Tätigkeitszeitraums Änderungen am Tätigkeitsplan vornehmen, so legt er den Zertifizierungsstellen unverzüglich eine Begründung für diese Änderungen sowie alle etwaigen Anpassungen des ursprünglichen Plans vor, insbesondere, was die Neuberechnung der erwarteten Treibhausgasemissionen und Auswirkungen auf die Nachhaltigkeitsanforderungen betrifft. Der Tätigkeitsplan umfasst (a) eine allgemeine Beschreibung der Tätigkeit sowie der Technologien und Infrastruktur, die dabei genutzt werden sollen; (b) Einzelheiten zu allen Gliedern der CO2-Entnahme-Wertschöpfungskette, die an der Durchführung der Tätigkeit beteiligt sind; (c) Ermittlung einschlägiger lokaler, regionaler und nationaler Rechtsakte, Gesetze und Rechtsrahmen und Nachweis der Übereinstimmung der Tätigkeit mit diesen; (d) eine Liste der für die Tätigkeit relevanten Emissionsquellen und -senken gemäß den Abschnitten 2.1.1 und 2.2.1; (e) eine Schätzung der gesamten CO2-Entnahmen und verbundenen THG-Emissionen der Tätigkeit im Tätigkeitszeitraum gemäß Anhang II Buchstaben k, l und m der Verordnung (EU) 2024/3012; (f) eine Beschreibung etwaiger gemäß Abschnitt 2.3.1 durchgeführter Wesentlichkeitsbewertungen; (g) eine Beschreibung der gemäß Abschnitt 2.3.6 durchgeführten Unsicherheitsbewertung; (h) einen Nachweis der Einhaltung der Mindestanforderungen an die Nachhaltigkeit gemäß Abschnitt 4.1; (i) Fördermittel, die für die Tätigkeit gemäß den Abschnitten 2.1.2 und 2.2.2 erhalten oder beantragt wurden; (j) alle sonstigen Informationen, die die Zertifizierungsstelle zur Durchführung der Zertifizierungsprüfung gemäß Artikel 9 der Verordnung (EU) 2024/3012 benötigt. 1.3.2. Überwachungsplan Vor der Zertifizierungsprüfung legen die Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Überwachungsplan vor. Dieser Überwachungsplan erfüllt folgende Kriterien: (a) er umfasst eine Beschreibung der zu überwachenden Tätigkeit; (b) er umfasst eine Beschreibung des Verfahrens für die Zuweisung der Überwachungs- und Berichterstattungszuständigkeiten und für die Verwaltung der Kompetenzen des zuständigen Personals; (c) er umfasst gegebenenfalls die für Berechnungsfaktoren verwendeten Standardwerte mit Angabe der Quelle des Faktors oder der relevanten Quelle, aus der der Standardfaktor periodisch bezogen wird; (d) er umfasst gegebenenfalls eine Liste der Laboratorien, die mit der Durchführung der relevanten Analyseverfahren betraut sind; (e) werden Messungen durchgeführt, so umfasst er eine Beschreibung der Messmethode einschließlich aller für die Messung maßgeblichen schriftlichen Verfahren; (f) soweit CO2 weitergeleitet wird, umfasst er gegebenenfalls eine ausführliche Beschreibung der Überwachungsmethodik, einschließlich einer Beschreibung der verwendeten Systeme zur kontinuierlichen Messung und der Verfahren für die Verhinderung, Ermittlung und Quantifizierung von Leckagen aus der CO2-Transportinfrastruktur; (g) er sieht gegebenenfalls die in Anhang VII der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgeführten Mindesthäufigkeiten der Analysen vor; (h) er befolgt den Qualitätssicherungsstandard gemäß Artikel 60 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066; (i) er beinhaltet eine Verpflichtung zur Aufzeichnung aller relevanten Daten und Informationen gemäß den Aufzeichnungs- und Dokumentationspflichten nach Artikel 67 Absatz 1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066. Kann der Überwachungsplan nicht vollständig beschrieben werden, wenn ein Betreiber eine Zertifizierung beantragt, so ist der Überwachungsplan so vollständig wie möglich vorzulegen, wobei alle nicht endgültigen Aspekte klar darzulegen sind und anzugeben ist, wie diese Aspekte nach Ansicht des Betreibers behandelt werden. Unter der Voraussetzung, dass die Auslassungen ordnungsgemäß begründet sind und von der Zertifizierungsstelle akzeptiert werden, kann die Tätigkeit auf dieser Grundlage zertifiziert werden. Der Überwachungsplan ist vor der ersten Rezertifizierung fertigzustellen und der Zertifizierungsstelle vorzulegen. Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien zu den für jede Tätigkeitsart aufzunehmenden Elementen, Mindestmesshäufigkeiten für Messungen, die nicht in Anhang VII der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgeführt sind, und/oder bewährten Verfahren für die Qualitätssicherung liefern. Die Überwachungsdaten (einschließlich Annahmen, Bezugswerte, Tätigkeitsdaten und Berechnungsfaktoren) werden von den Betreibern auf transparente Weise so ermittelt, erfasst, zusammengestellt, analysiert und dokumentiert, dass die in den verschiedenen Tätigkeitsphasen erzielte Leistung überprüft werden kann, und die Betreiber melden diese Informationen auf Anfrage den Zertifizierungsstellen oder Zertifizierungssystemen. Zu jedem überwachten Parameter sind folgende Informationen zu erfassen: (a) für die Erfassung und Archivierung zuständige Stelle; (b) Datenquelle; (c) Ausrüstung, Messmethoden und -verfahren für die Überwachung sowie Einzelheiten zu Genauigkeit und Kalibrierung; (d) Häufigkeit der Überwachung; (e) Verfahren für Qualitätsbewertung und Qualitätskontrolle. Alle Messungen sind gemäß den Anforderungen des Artikels 42 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 mit kalibrierten, normgerechten Messgeräten durchzuführen; eine gegebenenfalls erforderliche Datenaggregierung erfolgt gemäß den Anforderungen nach Artikel 44 der genannten Durchführungsverordnung. 1.3.3. Überwachungsbericht Vor einer etwaigen Rezertifizierungsprüfung übermittelt der Betreiber der Zertifizierungsstelle einen Überwachungsbericht mit dem Nettonutzen der CO2-Entnahme, der Gesamtmenge der Brutto-CO2-Entnahmen im Rahmen der Tätigkeit, der Menge der mit der Tätigkeit verbundenen Treibhausgase und allen erforderlichen Informationen über die Quantifizierung des Nettonutzens der CO2-Entnahme sowie allen relevanten Informationen über die Einhaltung der Speicher-, Haftungs- und Nachhaltigkeitsanforderungen bei der Tätigkeit. Der Überwachungsbericht muss insbesondere Folgendes enthalten: (a) alle Parameter gemäß den Abschnitten 2.1.5.3, 2.1.6.4, 2.1.7.3, 2.1.8.5, 2.2.5.6, 2.2.6.2 bzw. 2.2.7.3, gemessen und berechnet für die Quantifizierung der CO2-Entnahmen und der mit der Tätigkeit verbundenen THG-Emissionen. Sämtliche CO2-Entnahmen und -Emissionen sowie Emissionen anderer Treibhausgase werden für den Zertifizierungszeitraum bewertet, der im Überwachungsbericht zu überprüfen und über den darin Bericht zu erstatten ist. Emissionen anderer Treibhausgase als CO2 werden mithilfe der in Anhang I der Delegierten Verordnung (EU) 2020/1044 der Kommission (3) festgelegten Treibhauspotenziale, bezogen auf einen Zeitraum von 100 Jahren, in Tonnen CO2-Äq umgerechnet; (b) die verbrauchten Biomasse-Ausgangsstoffe oder das Rohstoffgemisch gemäß Abschnitt 4.2 Buchstabe a Ziffer ii und; (c) die Menge der Bindungseinheiten von CO2 durch kohlenstoffspeichernde Landbewirtschaftung, die gemäß Abschnitt 4.3.3 erworben wurden; (d) Fördermittel, die für die Tätigkeit gemäß den Abschnitten 2.1.2 und 2.2.2 erhalten oder beantragt wurden; (e) bei BCR-Tätigkeiten die Ergebnisse der gemäß den Abschnitten 4.4.1, 4.4.2 und 4.4.3 vorgeschriebenen Laboranalysen. 2. QUANTIFIZIERUNG DER AUSGANGSWERTE, DER GESAMTEN CO2-ENTNAHMEN UND DER VERBUNDENEN THG-EMISSIONEN 2.1. DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten 2.1.1. THG-Quellen und -Senken Bei DACCS- oder BioCCS-Tätigkeiten werden die Treibhausgasquellen und -senken gemäß Tabelle 1 berücksichtigt. Tabelle 1 Bei DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten zu berücksichtigende Senken und Quellen Phase Emissionsquellen und -senken Berücksichtigte Gase CO2-Abscheidung Abscheidungsanlage: Betrieb von Ausrüstung zur Abscheidung von CO2 aus der Umgebungsluft oder biogenen Emissionen, einschließlich Ausrüstung zur Erzeugung von Luftströmen, und Ausrüstung im Zusammenhang mit Regenerationsprozessen zur Rückgewinnung der bei der CO2-Abscheidung verwendeten Flüssigkeiten oder anderen Medien. Treibhausgase Abscheidungsanlage: alle Ausrüstungen zur CO2-Aufbereitung, die zur weiteren Verarbeitung des CO2-Stroms vor der Weiterleitung an die Transport- oder Speicherinfrastruktur verwendet werden. Treibhausgase Abscheidungsanlage: alle zugehörigen Ausrüstungen zur Energieerzeugung, die Strom für den vom Betreiber der Abscheidungsanlage kontrollierten Abscheidungsprozess liefern. Treibhausgase Abscheidungsanlage: alle Ausrüstungen zur Behandlung von Abfällen oder Nebenprodukten aus der CO2-Abscheidung. Treibhausgase Abscheidungsanlage: Brennstoffverbrennung, Stromverbrauch, Wärmeverbrauch. Treibhausgase Versorgung mit Biomasse: Emissionen im Zusammenhang mit zusätzlichem Verbrauch von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen für den Betrieb der Abscheidungsanlage (z. B. Emissionen durch die Ernte oder den Transport von Biomasse). Treibhausgase Input-Emissionen: Erzeugung und Versorgung mit Inputs für die Abscheidungsanlage. Treibhausgase Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Abscheidungsanlage verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase). Treibhausgase Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Abscheidungsanlage. Treibhausgase CO2-Transport Transport: Brennstoff- und Stromverbrauch im Straßen- und Schienenverkehr, Seeverkehr und durch andere Fahrzeuge. Treibhausgase Infrastruktur: Brennstoff-, Strom- und Wärmeverbrauch in Infrastruktur und Gebäuden, die funktional mit dem Pipeline-Transportnetz verbunden sind (z. B. Verdichteranlagen, Erhitzer, CO2-Hubs, Zwischenspeicher). Treibhausgase Verluste: diffuse CO2-Emissionen, abgelassene Emissionen und Leckage-Emissionen aus dem Transportnetz. Nur CO2 Injektion in der geologischen Speicherstätte Speicherstätte: Entnahme durch CO2-Injektion. Nur CO2 Speicherstätte: Brennstoff-, Strom- und Wärmeverbrauch. Treibhausgase Verluste: diffuse CO2-Emissionen und abgelassene Emissionen aus der Injektion und aus der Speicherstätte vor der dauerhaften geologischen Speicherung. Nur CO2 Input-Emissionen: Erzeugung von und Versorgung mit Inputs für die Speicherstätte. Treibhausgase Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Speicherstätte verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase). Treibhausgase Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Speicherstätte. Treibhausgase 2.1.2. Ausgangswert Für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten gilt ein standardisierter Ausgangswert von 0 Tonnen CO2 pro Jahr [t CO2/Jahr]. Wird die Tätigkeit über eine Kombination aus öffentlichen und privaten Mitteln finanziert, so geben die Betreiber bei der Vorlage des Tätigkeitsplans beim Zertifizierungssystem an, welche Art von öffentlicher Finanzierung in Bezug auf die Tätigkeit erhalten bzw. beantragt wurde. Diese Angaben sind in das Konformitätszertifikat aufzunehmen. 2.1.3. Quantifizierung der gesamten Entnahmen der Tätigkeit Die Betreiber können für die Berechnung der gesamten CO2-Entnahmen (CRtotal) zwei verschiedene Ansätze anwenden – entweder den Ansatz gemäß Abschnitt 2.1.3.3 oder den in Abschnitt 2.1.3.4 beschriebenen Ansatz, je nachdem, ob das bei der Tätigkeit abgeschiedene CO2 in der Transportinfrastruktur und der Speicherstätte vollständig von CO2 aus anderen Quellen abgetrennt wäre oder nicht. 2.1.3.1. Ermittlung abgeschiedener CO2-Ströme Abscheidungsanlagen können CO2 abscheiden, bei dem es sich (a) ausschließlich um atmosphärisches oder biogenes CO2 handelt; (b) um eine Kombination aus biogenem CO2 und fossilem CO2 aus einem gemischten CO2-Strom handelt; (c) um CO2 aus einem mit dem Abscheidungsprozess verbundenen Prozess handelt. Die bei der Tätigkeit abgeschiedenen CO2-Anteile werden folgendermaßen benannt: Die Gesamtmenge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleiteten CO2 heißt und wird anhand der Gleichung [1] berechnet. [1] Dabei gilt: = minus die CO2-Menge aus der Abscheidungstätigkeit, die die Abscheidungsanlage an jedem Austrittspunkt i verlässt und gemessen wird. Etwaige CO2-Leckagen, die zwischen dem Abscheidepunkt und dem Punkt des Austritts aus der Anlage auftreten, sind implizit aus der Variablen ausgeschlossen. Die Menge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen und zu Transport- oder Speicherzwecken weitergeleiteten atmosphärischen oder biogenen CO2 heißt und wird anhand der Gleichung [2] berechnet. [2] Dabei gilt: = CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1]; = CO2 captured, fossil gemäß der Gleichung [3]. Bei einigen Tätigkeiten wird neben CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs auch fossiles CO2 abgeschieden. Wird fossiles CO2 infolge des Abscheidungsprozesses emittiert, so kann dieses entweder getrennt von der Abscheidung von CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs („getrennte Abscheidung“) oder gleichzeitig mit der Abscheidung von CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs („gemeinsame Abscheidung“) abgeschieden werden. Wird es anschließend dauerhaft gespeichert, so kann es aus der Berechnung von GHGassociated ausgenommen werden. Ausschließlich für BioCCS-Tätigkeiten darf CO2 auch aus einem gemischten Strom aus einer Kombination von biogenem und fossilem CO2 abgeschieden werden. Beim Abscheidungsprozess abgeschiedenes fossiles CO2 ist mit der Tätigkeit verbunden und die Emissionen aus Transport und Speicherung dieses CO2 sind in GHGassociated zu berücksichtigen. Aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschiedenes fossiles CO2 ist nicht mit der Tätigkeit verbunden und die Emissionen aus Transport und Speicherung dieses CO2 sind in GHGassociated nicht zu berücksichtigen. Die Menge des in der Abscheidungsanlage abgeschiedenen fossilen CO2 wird anhand der Gleichung [3] berechnet. [3] Dabei gilt: = minus die Menge an fossilem CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann abgeschieden wird, berechnet anhand der Gleichung [4]; = minus die Menge an fossilem CO2, das aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschieden wird, berechnet anhand der Gleichung [5]. Die Menge des infolge des Abscheidungsprozesses emittierten und dann abgeschiedenen CO2, , wird gemäß der Gleichung [4] als Summe der getrennt und zusammen abgeschiedenen Bestandteile bestimmt. [4] Dabei gilt: = minus die Menge an CO2, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und dann gemeinsam mit dem atmosphärischen oder biogenen CO2 abgeschieden wird. Die Zertifizierungsstelle muss bestätigen, dass diese Menge nicht größer ist als die bei der Berechnung von GHGassociated gemeldeten fossilen CO2-Emissionen in der Abscheidungsanlage; = minus die gemessene Menge CO2 aus einer Quelle, das infolge des Abscheidungsprozesses emittiert und getrennt von der Abscheidung von CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs abgeschieden wird; sources = Index der Punktquellen, aus denen fossiles CO2 aus mit der Tätigkeit verbundenen Prozessen getrennt abgeschieden wird. Die Menge an fossilem CO2, das aus einem gemischten Strom im Rahmen einer BioCCS-Tätigkeit abgeschieden wird, wird anhand der Gleichung [5] berechnet. [5] Dabei gilt: FB = der Anteil von aus einem gemischten Strom abgeschiedenen CO2 biogenen Ursprungs. Dieser Wert wird gemäß Artikel 39 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 berechnet. Siehe Abschnitt 2.1.6.2; = CO2 captured, total gemäß der Gleichung [1]; = CO2 captured, fossil, assoc gemäß der Gleichung [4]. Die Menge an abgeschiedenem CO2, dessen Transport- oder Speicheremissionen auf GHGassociated angerechnet werden, heißt und wird gemäß der Gleichung [6] berechnet als Summe des bei der Tätigkeit abgeschiedenen und zur dauerhaften Speicherung weitergeleiteten atmosphärischen oder biogenen CO2, das auf die gesamten CO2-Entnahmen angerechnet wird, und des zugehörigen Anteils an der Menge von fossilem CO2, der in der Abscheidungsanlage bei Prozessen abgeschieden wird, die speziell mit der Tätigkeit verbunden sind. [6] Dabei gilt: FCRCF = FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2; = CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2]; = CO2 captured, fossil, assoc gemäß der Gleichung [4]. 2.1.3.2. Auf die gesamten CO2-Entnahmen anzurechnender Anteil von abgeschiedenem CO2 Betreiber können einen Teil des abgeschiedenen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs für andere Zwecke als die Speicherung in einer förderfähigen Speicherstätte vorsehen oder einen Teil des im Rahmen eines anderen Systems als der Verordnung (EU) 2024/3012 dauerhaft gespeicherten CO2 anrechnen. Der Betreiber bestimmt, welcher Anteil des abgeschiedenen CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs auf die gesamten CO2-Entnahmen als FCRCF angerechnet werden soll; wobei FCRCF im Falle, dass sämtliches abgeschiedenes CO2 atmosphärischen oder biogenen Ursprungs zur dau