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

Amtliche Ursprungsfassung

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

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on CO2 in Speicherstätten Bei Tätigkeiten zur CO2-Abscheidung kann CO2 über einen Transportpfad an eine oder mehrere Speicherstätten zur Injektion in die geologische Speicherung weitergeleitet werden. Wird CO2 aus anderen Quellen als der Tätigkeit in derselben Speicherstätte gespeichert, so wird für jede Speicherstätte S ein Zuweisungsanteil als Anteil des in der Speicherstätte gespeicherten CO2 in einem Zertifizierungszeitraum definiert, das aus der Tätigkeit stammt, und anhand der Gleichung [34] berechnet. [34] Dabei gilt: = der Anteil von (siehe Gleichung [6]), der in der Speicherstätte S gespeichert wird. Bei nicht abgetrennten CO2-Strömen wird diese Menge auf Grundlage der Massenbilanz angegeben; = Gesamtmenge an CO2 aller Quellen, das im Zertifizierungszeitraum in der Speicherstätte S gespeichert wird; S = Index der Speicherstätten. 2.1.8.1. Quantifizierung des CO2, das in die Speicherstätte gelangt Die Menge CO2, die in die Speicherstätte gelangt, wird an dem oder den Eintrittspunkt(en) anhand eines auf Messung beruhenden Ansatzes gemäß den Artikeln 40 bis 45 und 49 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 ermittelt. 2.1.8.2. Anwendung der Massenbilanzregeln Mit Ausnahme des Falls, dass der CO2-Strom vollständig abgetrennt ist und für die Bestimmung von CRtotal die Regeln gemäß Abschnitt 2.1.3.3 angewandt werden, wird zur Verfolgung des CO2 durch die Transportinfrastruktur von der Abscheidungsanlage bis zur Speicherstätte ein Massenbilanzsystem auf der Grundlage folgender Grundsätze verwendet: (a) jede Menge CO2, die in das Transport- oder Speichersystem gelangt, kann nur einmal als gespeichert oder anderweitig aus dem System (durch Verluste oder zur Versorgung für andere Anwendungen als die Speicherung) entnommen behandelt werden; (b) die Summe der CO2-Mengen, die in jeglichen Transportinfrastruktursegmenten oder Zwischenspeicherstätten in einem bestimmten Zeitraum in die Speicherung gelangen oder daraus freigesetzt werden, entspricht der Summe der CO2-Mengen, die als im selben Zeitraum dieses Infrastruktursegment oder diese Speicherstätte verlassende oder dort zwischengespeicherte oder dauerhaft gespeicherte Mengen ermittelt werden (wobei Abweichungen im Zusammenhang mit der CO2-Menge, die sich am Ende des Zeitraums aktiv im Übergang befindet oder Speicherprozesse durchläuft, sowie aufgrund der Messunsicherheit möglich sind); (c) wenn eine CO2-Menge aus einer Tätigkeit mit einer CO2-Menge aus anderen Quellen vermischt wird und dieser vermischte CO2-Strom anschließend an mehr als ein nachfolgendes Transportinfrastruktursegment bzw. eine nachfolgende Speicherstätte weitergeleitet wird, kann der Betreiber mit anderen Interessenträgern vereinbaren, welche CO2-Mengen davon als vollständig oder teilweise aus der Tätigkeit stammend behandelt werden sollen; (d) wenn eine CO2-Menge in ein Transportverbundnetz weitergeleitet und dabei mit einer CO2-Menge aus anderen Quellen vermischt wird, muss der Betreiber die Transitzeit, während der das CO2 aus der Tätigkeit durch das Transportnetz geleitet wird, nicht modellieren – jede entsprechende CO2-Menge, die nach dem Zeitpunkt aus dem Transportnetz weitergeleitet wird, zu dem das CO2 aus der Tätigkeit in das Transportnetz gelangt, kann als CO2 aus der Tätigkeit behandelt werden, mit der Einschränkung, dass nicht davon ausgegangen werden darf, dass das CO2 in einem Transportinfrastruktursegment entgegen der Stromrichtung geleitet wurde; (e) vorbehaltlich der unter den Buchstaben a bis d genannten Grundsätze können vertragliche Vereinbarungen getroffen werden, um eine CO2-Menge, die in eine Speicherstätte injiziert wird, als eine gleich große CO2-Menge aus einer Abscheidungsanlage (unter Berücksichtigung von Verlusten beim Übergang anhand der Regeln dieser Methodik) zu identifizieren, die in eine gemeinsame Infrastruktur weitergeleitet wurde, selbst wenn der tatsächliche physische Ort, an dem sich die bei der Tätigkeit abgeschiedenen CO2-Moleküle befinden, möglicherweise unbekannt ist. Es darf keine andere in dieser gemeinsamen Infrastruktur gespeicherte oder diese verlassende CO2-Menge als die bei der CO2-Entnahmetätigkeit abgeschiedene CO2-Menge identifiziert werden; (f) die Betreiber legen geeignete Nachweise dafür vor (oder veranlassen, dass die Anbieter der Transport- und/oder Speicherinfrastrukturdienste geeignete Nachweise dafür vorlegen), dass die oben genannten Massenbilanz-Anforderungen sowie etwaige zusätzliche Anforderungen des Zertifizierungssystems erfüllt wurden. 2.1.8.3. Quantifizierung diffuser und abgelassener Emissionen von abgeschiedenem CO2 Bei vorsätzlichen oder unbeabsichtigten Verlusten von CO2 im Vorfeld der dauerhaften Speicherung sind diese Verluste explizit zu quantifizieren, wenn die Menge CRtotal anhand der Gleichung [8] berechnet wird. Diffuse und abgelassene Emissionen während der Injektion in die Speicherstätte werden gemäß Anhang IV Abschnitt 23 Unterabschnitt B.1 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 berechnet. Bei der geologischen Speicherung beruhen die Daten über diffuse und abgelassene Emissionen auf Daten, die vom Betreiber der Speicherstätte gemäß der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 aufgezeichnet wurden. Die CO2-Gesamtverluste der Tätigkeit bei der Speicherung werden anhand der Gleichung [35] berechnet. [35] Dabei gilt: FCRCF = FCRCF gemäß der Definition in Abschnitt 2.1.3.2; = CO2 captured, atmobio gemäß der Gleichung [2]; = CO2 activity gemäß der Gleichung [6]; FS = Anteil des in der Speicherstätte S gespeicherten CO2, das aus der Tätigkeit stammt, in %; = diffuse CO2-Emissionen aus der Speicherstätte S, in Tonnen CO2; = abgelassene CO2-Emissionen aus der Anlage S, in Tonnen CO2. In jeder Speicherstätte S entspricht die Summe der diffusen und abgelassenen Emissionen der Differenz zwischen der gemessenen CO2-Menge, die in die Speicherstätte gelangt, und der gemessenen CO2-Menge, die in das Speicherreservoir injiziert wird, berechnet anhand der Gleichung [36]. [36] Dabei gilt: = gemessene Gesamtmenge CO2, die in die Speicherstätte S gelangt, in Tonnen CO2; = gemessene Gesamtmenge CO2, die in der Speicherstätte S zur dauerhaften Speicherung injiziert wird, in Tonnen CO2. 2.1.8.4. Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen Die mit der Injektion in eine Speicherstätte verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [37] berechnet. [37] Dabei gilt: GHGstorage site = mit Energienutzung und Betrieb der Speicherstätte verbundene THG-Emissionen, in Tonnen CO2-Äq, gemäß der Gleichung [38]; GHGinputs = mit der Erzeugung und Verwendung anderer Inputs für die Speicherstätte verbundene THG-Emissionen, in Tonnen CO2-Äq. 2.1.8.4.1. Emissionen aus der Speicherstätte Die THG-Emissionen jeder Speicherstätte werden anhand der Gleichung [38] berechnet. [38] Dabei gilt: GHGcombustion = THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [39]; GHGelec = THG-Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [40]; GHGheat = THG-Emissionen aufgrund des Netto-Nutzwärmeverbrauchs in der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [41]; GHGcapital = Kapitalgüteremissionen aus Bau und Installation der Speicherstätte, in Tonnen CO2-Äq, berechnet im Einklang mit den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.5. [39] [40] [41] Dabei gilt: Qfuel = Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFfuel = Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4; = minus die Menge an abgeschiedenem und dauerhaft gespeichertem fossilem CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Speicherstätte, in Tonnen CO2. Sie wird berechnet als minus die gemessene CO2-Menge, die aus fossilen Quellen in der Speicherstätte abgeschieden wird, plus etwaige CO2-Verluste vor der Speicherung; Qelec = Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFelec = Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1; Qheat = Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFheat = Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2. 2.1.8.4.2. Emissionen aus Inputs Werden in der Speicherstätte Inputs verbraucht, so werden die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbundenen Emissionen anhand der Gleichung [42] berechnet. [42] Dabei gilt: Qinput = Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFinput = Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß den Regeln nach Abschnitt 2.3.4.4. Die Betreiber können eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von ersetzen, d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der möglichen verbundenen Emissionen die Gleichung [43]. [43] 2.1.8.5. Überwachung und Berichterstattung Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber in den Überwachungsbericht vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 5 aufgeführten für den überprüften Zertifizierungszeitraum gemessenen oder berechneten Parameter auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen“, so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen. Tabelle 5 Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht Gleichung Parameter Einheit Definition Anmerkungen [34] FS % Zuweisungsanteil des in der Speicherstätte S gespeicherten CO2, das aus der Tätigkeit stammt und zur Erzeugung von CO2-Entnahmeeinheiten verwendet wird [34] t CO2 Anteil von , der in der Speicherstätte S gespeichert wird Bei nicht abgetrennten CO2-Strömen anhand der Massenbilanzregeln zu ermitteln [34], [36] t CO2 Gesamtmenge CO2, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten zur dauerhaften Speicherung injiziert wird Zu überwachen [8], [35] t CO2 Menge der Verluste von atmosphärischem oder biogenem CO2, das zur dauerhaften Speicherung weitergeleitet wird, um CO2-Entnahmeeinheiten während der Speicherungstätigkeit zu erzeugen Berechnet anhand der Gleichung [35] [35], [36] t CO2 CO2-Menge, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten abgelassen wird Zu überwachen [35], [36] t CO2 Menge der diffusen CO2-Emissionen in den jeweiligen relevanten Speicherstätten Zu überwachen oder anhand der Gleichung [36] zu berechnen [36] t CO2 CO2-Menge, die in die Speicherstätte S gelangt Zu überwachen [37] GHGstorage t CO2-Äq Mit der Injektion in einer Speicherstätte verbundene THG-Emissionen Berechnet anhand der Gleichung [37] [37], [38] GHGstorage site t CO2-Äq Mit Energienutzung und Betrieb der Speicherstätte verbundene THG-Emissionen Berechnet anhand der Gleichung [38] [37], [42] GHGinputs t CO2-Äq Mit der Erzeugung und Verwendung anderer Inputs für die Speicherstätte verbundene THG-Emissionen Berechnet anhand der Gleichung [42] [38], [39] GHGcombustion t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Speicherstätte Berechnet anhand der Gleichung [39] [38], [40] GHGelec t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Speicherstätte Berechnet anhand der Gleichung [40] [38], [41] GHGheat t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Netto-Nutzwärmeverbrauchs in der Speicherstätte Berechnet anhand der Gleichung [41] [38], [73] GHGcapital t CO2-Äq Kapitalgüteremissionen Vom Betreiber zu melden. Berechnet anhand der Gleichung [73] [39] Qfuel [Geeignete Einheit] Menge an Brennstoffen, die zur Verbrennung in den jeweiligen Speicheranlagen verwendet wird Zu überwachen [39] EFfuel t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch [40] Qelec MWh Netto-Strommenge, die in den jeweiligen Speicherstätten verbraucht wird Zu überwachen [40] EFelec t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Stromverbrauch [41] Qheat MWh Netto-Nutzwärmemenge, die in den jeweiligen relevanten Speicherstätten verbraucht wird Zu überwachen [41] EFheat t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch [42] Qinput [Geeignete Einheit] Menge des verbrauchten Inputs Zu überwachen [42] EFinput t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den verbrauchten Input [73], [74] GHGmaterials t CO2-Äq Emissionen aus den für den Bau der Speicherstätte verwendeten Materialien Berechnet anhand der Gleichung [74] [74] Qmaterials Tonnen Menge der für den Bau der Speicherstätte verwendeten Materialien Zu überwachen [74] EFmaterials t CO2-Äq/t Material Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien 2.2. BCR-Tätigkeiten 2.2.1. THG-Quellen und -Senken Bei BCR-Tätigkeiten werden die Treibhausgasquellen und -senken gemäß Tabelle 6 berücksichtigt. Tabelle 6 Bei einer BCR-Tätigkeit zu berücksichtigende Senken und Quellen Phase Emissionsquellen/-senken Berücksichtigte Gase Biokohleproduktion Biokohle-Produktionsanlage: Ausrüstung für die Biokohleproduktion. Treibhausgase Biokohle-Produktionsanlage: alle Ausrüstungen zur Verarbeitung von Biokohle, die zur Behandlung der Biokohle vor ihrem Verbringen zur Einbringung oder zum Zusetzen verwendet werden. Treibhausgase Biokohle-Produktionsanlage: alle zugehörigen Ausrüstungen zur Energieerzeugung, die an die Anlage angrenzen. Treibhausgase Biokohle-Produktionsanlage: alle Ausrüstungen zur Behandlung von Abfällen oder Nebenprodukten aus der Biokohleproduktion. Treibhausgase Emissionen aus der Versorgung mit Biomasse und Biomasse-Brennstoffen: Erzeugung, Sammlung und Transport der Biomasse und der Biomasse-Brennstoffe, die von der Biokohle-Produktionsanlage genutzt wird bzw. werden. Treibhausgase Input-Emissionen: Erzeugung von und Versorgung mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage. Treibhausgase Abfallbehandlung: Verarbeitung und Behandlung jeglicher von der Biokohle-Produktionsanlage verursachter Abfälle (einschließlich Abwasser und Abgase). Treibhausgase Kapitalgüteremissionen: Emissionen im Zusammenhang mit dem Bau und der Installation der Biokohle-Produktionsanlage. Treibhausgase Transport von Biokohle Transport: Brennstoffverbrennung und Stromverbrauch im Landverkehr (z. B. Tankwagen, Schienen), im Seeverkehr (z. B. Seetankschiffe) und durch andere Fahrzeuge. Treibhausgase Einbringung in Böden oder Zusetzen zu Produkten Dauerhaft in Form von Biokohle gespeicherte CO2-Menge. Nur CO2 Ort der Einbringung / des Zusetzens: jeder Energieverbrauch und/oder jede Energieerzeugung im Zusammenhang mit der Einbringung oder dem Zusetzen. Treibhausgase 2.2.2. Ausgangswert Für BCR-Tätigkeiten gilt ein standardisierter Ausgangswert von 0 t CO2/Jahr. Wird die Tätigkeit über eine Kombination aus öffentlichen und privaten Mitteln finanziert, so geben die Betreiber bei der Vorlage des Tätigkeitsplans beim Zertifizierungssystem an, welche Art von öffentlicher Finanzierung in Bezug auf die Tätigkeit erhalten bzw. beantragt wurde, um zu belegen, dass ein übermäßiger Ausgleich der Kosten vermieden wird. Diese Angaben sind in das Konformitätszertifikat aufzunehmen. 2.2.3. Quantifizierung der gesamten Entnahmen der Tätigkeit Der Betreiber berechnet die gesamten CO2-Entnahmen (CRtotal) anhand der Gleichung [44]. [44] Dabei gilt: Fperm = dauerhafter Anteil der Biokohle, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.7.1, in Prozent; Corg = Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle, Corg, mittels Laboranalyse als das Verhältnis der Masse des organischen Kohlenstoffs in der Biokohle zur Gesamtmasse der Biokohle ermittelt. Die Zertifizierungssysteme können spezifische Fälle ermitteln, in denen die Betreiber den Gehalt an anorganischem Kohlenstoff in der Biokohle als Null einstufen können, ohne dass eine direkte Bewertung erforderlich ist; Qbiochar = Masse der während des Zertifizierungszeitraums eingebrachten oder zugesetzten Biokohle in Tonnen, bezogen auf die Trockensubstanz. Die Masse der Biokohle enthält keine Anteile nichtbiogener Materialien, die auch im Biokohleproduktionsprozess verarbeitet werden. Kann davon ausgegangen werden, dass der Biokohle-Ausgangsstoff einen Massenanteil nichtbiogenen Kohlenstoffs von mehr als 2 % des gesamten Kohlenstoff-Ausgangsstoffs enthält, wird der biogene Kohlenstoffanteil im Biokohle-Produkt mit der Kohlenstoff-14-Methode (14C-Methode) ermittelt; 3,664 Massenverhältnis eines CO2-Moleküls zu einem Kohlenstoffatom. 2.2.4. Quantifizierung der mit der Tätigkeit verbundenen Treibhausgase Die verbundenen Treibhausgase werden anhand der Gleichung [45] berechnet. [45] Dabei gilt: GHGbiochar = mit der Erzeugung von Biokohle verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.5.4; GHGtransport = mit dem Transport von Biokohle von der Produktionsanlage zu dem Ort der Einbringung oder des Zusetzens verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.6.1; GHGuse = mit der Einbringung oder dem Zusetzen von Biokohle verbundene THG-Emissionen, berechnet nach den Regeln gemäß Abschnitt 2.2.7.2. 2.2.5. Erzeugung von Biokohle 2.2.5.1. Produktionschargen Die Menge an erzeugter Biokohle wird gemessen und den Produktionschargen zugeordnet, die ein vergleichbares Rohstoffgemisch und die gleichen Verarbeitungsbedingungen aufweisen, d. h., es wird dasselbe zugrunde liegende Verfahren angewandt und die Zieltemperatur der Biokohleerzeugung, die Verweilzeit der Biokohle und alle zur Regelung der Sauerstoffkonzentration eingesetzten Techniken sind für die gesamte Charge einheitlich. Ein vergleichbares Rohstoffgemisch erfordert, dass die Anteile der Rohstoffarten im Gemisch über die gesamte Charge hinweg ähnlich sind. Die Produktionschargen dürfen keine Biokohle enthalten, die in mehr als einem Zertifizierungszeitraum erzeugt wurde. Während der Rezertifizierung können Einheiten für alle Produktionschargen ausgestellt werden, die während des betreffenden Zertifizierungszeitraums eingebracht oder zugesetzt wurden. Wurde zum Zeitpunkt der Rezertifizierung nur ein Teil einer Produktionscharge eingebracht oder zugesetzt, so werden Einheiten für den Teil ausgestellt, der eingebracht oder zugesetzt wurde, und für den übrigen Teil können Einheiten ausgestellt werden, wenn er bis zum Zeitpunkt einer späteren Rezertifizierung eingebracht oder zugesetzt wurde. Eine Produktionscharge kann unterbrochen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder aufgenommen werden. Wird Biokohle, die aus demselben Ausgangsstoff unter denselben Bedingungen erzeugt wird, auf verschiedene Sendungen aufgeteilt, die für verschiedene Endverwendungen verkauft werden, so können diese für die Zwecke der Quantifizierung dennoch als eine einzige Produktionscharge behandelt werden. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Anforderungen an die Definition einer Produktionscharge festlegen, um die zulässige Abweichung der Biokohle in der Charge zu begrenzen. Sie können eine maximal zulässige Größe für einzelne Produktionschargen bestimmen. 2.2.5.2. Eigenschaften der Biokohle Die Betreiber führen an jeder Biokohle-Produktionscharge Labortests durch. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien für die Liste der den Zertifizierungsstellen bei Rezertifizierungsprüfungen zu meldenden Eigenschaften bereitstellen, die zumindest die folgenden zur Anwendung dieser Methodik erforderlichen Eigenschaften umfassen muss: (a) Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle, Corg, wie in Gleichung [44] vorgeschrieben; (b) Molverhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle (H/Corg-Verhältnis), wie in Abschnitt 3.2 vorgeschrieben und sofern die Zerfallsfunktion zur Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle verwendet wird (Abschnitt 2.2.7.1.2); (c) Energiedichte der Biokohle auf der Grundlage des unteren Heizwerts; (d) wenn die Zufallsreflexionsbewertungen zur Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle (Abschnitt 2.2.7.1.1) verwendet werden, Anteil der Biokohle, bei dem ein Ro-Reflexionsgrad von 2 % oder mehr festgestellt wurde, und damit verbundene Messdaten; (e) Einhaltung der maximalen Schwellenwerte für die beschränkten Stoffe gemäß den Abschnitten 4.4.1, 4.4.2 und 4.4.3. 2.2.5.3. Probenahme von Biokohle Alle Produktionschargen von Biokohle sind zu beproben. Die Proben müssen für die durchschnittlichen Eigenschaften der zu beprobenden Produktionscharge repräsentativ sein. Die Betreiber nehmen in den Überwachungsplan eine Beschreibung des Probenahmeprotokolls auf, das von der Zertifizierungsstelle bei der Zertifizierungsprüfung überprüft werden soll, und befolgen dieses Protokoll während des Tätigkeitszeitraums. Das Probenahmeprotokoll kann während des Tätigkeitszeitraums geändert werden, wenn die Betreiber nachweisen, dass die Stichprobendaten für die Chargen mindestens gleichermaßen repräsentativ sind. Die Probenahmeprotokolle müssen mit Artikel 33 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 mit Ausnahme des letzten Satzes von Absatz 1 des genannten Artikels in Einklang stehen. Die zu beprobende Biokohle muss gut durchmischt sein, und die Betreiber nehmen eine angemessene Anzahl von Proben, um sicherzustellen, dass die Daten aus den Proben für die Produktionscharge repräsentativ sind. Wird eine Produktionscharge über einen bestimmten Zeitraum (in einem oder mehreren Produktionsläufen) produziert, so ist die Probenahme entweder nach dem Mischen an der während des gesamten Produktionszeitraums erzeugten Biokohle oder an Teilmengen der Charge vorzunehmen, und es ist eine ausreichende Anzahl von Proben zu entnehmen, um die durchschnittlichen Eigenschaften der Biokohle in der gesamten Produktionscharge zuverlässig zu ermitteln. Eine Zertifizierungsstelle oder ein Zertifizierungssystem kann die Analyse von Referenzproben verlangen, wenn dies als notwendig erachtet wird, um die Eigenschaften einer Produktionscharge repräsentativ zu bestimmen oder um zu bestätigen, dass die durchgeführten Messungen repräsentativ sind. Probenahmeprotokolle können eine Verringerung der Häufigkeit der Probenahme im Laufe der Zeit ermöglichen, wenn nachgewiesen wird, dass durch ein Verfahren zuverlässig Biokohle mit gleichbleibenden Eigenschaften aus einem bestimmten Ausgangsstoff erzeugt wird. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien zu zulässigen Probenahmeprotokollen bereitstellen, mit denen der Umfang der für unterschiedliche Produktionskontexte und verschiedene Arten von Biokohle erforderlichen Probenahme differenziert werden kann, wenn dies technisch gerechtfertigt ist. Der Biokohleerzeuger entnimmt Referenzproben der erzeugten Biokohle, die der Zertifizierungsstelle, dem Zertifizierungssystem oder einschlägigen Vertretern der zuständigen nationalen Behörden auf Anfrage zur Verfügung gestellt werden. An jedem Tag, an dem Biokohle erzeugt wird, ist für jede Produktionscharge eine Referenzprobe von einem Liter zu entnehmen; diese Proben können über den Kalendermonat hinweg gesammelt gelagert werden, wobei die Proben jeder Produktionscharge getrennt zu halten sind. Die Referenzproben sind mindestens zwei Jahre lang aufzubewahren. 2.2.5.4. Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen Die mit dem Betrieb der Biokohle-Anlage verbundenen Emissionen werden anhand der Gleichung [46] berechnet. [46] Dabei gilt: Falloc = Zuwe