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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isungsanteil für Biokohle, berechnet anhand der Gleichung [47]. Die Biokohle wird als Rückstand eines anderen Prozesses behandelt, wenn die chemische Energie in der erzeugten Biokohle (auf der Grundlage des unteren Heizwerts) weniger als 10 % der Gesamtenergie der erzeugten Nebenprodukte beträgt; in diesem Fall ist Falloc = 0 und die Berechnung von GHGfacility und GHGinputs nicht erforderlich; GHGfacility = gesamte THG-Emissionen aus Betrieb und Bau der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet gemäß Abschnitt 2.2.5.4.1; GHGinputs = mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage verbundene Gesamtemissionen, berechnet anhand der Gleichung [54]. [47] Dabei gilt: Ebiochar = chemische Energie in der Biokohle in Megajoule pro kg [MJ/kg] erzeugter Biokohle, bewertet anhand von Labortests auf der Grundlage des unteren Heizwerts; = Index der energiehaltigen Nebenprodukte des Biokohleproduktionsprozesses. Outputs aus dem Prozess, die aus der Anlage ausgeführt werden, um anderweitig genutzt zu werden, und die mindestens 10 % der Gesamtenergie in allen Outputs des Prozesses enthalten, sind Nebenprodukte. Aus der Anlage ausgeführter Strom sowie ebensolche Nutzwärme und chemische Energie enthaltende Materialien (bewertet auf der Grundlage des unteren Heizwerts) werden als Nebenprodukte behandelt, wenn sie diese Bedingungen erfüllen. Strom oder Wärme, der bzw. die im Rahmen der Tätigkeit genutzt wird, einschließlich zum Trocknen von Biomasse, wird nicht als aus der Anlage ausgeführt gezählt und ist daher kein Nebenprodukt. Nebenprodukte, die vor der Ausfuhr aus der Anlage weiterverarbeitet werden, werden auf der Grundlage ihres Energiegehalts vor dieser zusätzlichen Verarbeitung einbezogen. Outputs ohne Heizwert (z. B. Asche) oder zur Entsorgung bestimmte Outputs werden bei der Zuweisungsberechnung nicht berücksichtigt; = bei materiellen Nebenprodukten handelt es sich um die chemische Energie in jedem Nebenprodukt in MJ/kg erzeugter Biokohle, bewertet durch Labortests auf der Grundlage des unteren Heizwerts. Im Falle von Strom und Wärme als Nebenprodukte handelt es sich um die Menge an Strom oder Nutzwärme, die außerhalb der Tätigkeit an ein Netz, ein Netzwerk oder einen Nutzer geliefert wird, wobei Nutzwärme als Wärme definiert ist, die zur Deckung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugt wird (vgl. Anhang V Teil C Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001). 2.2.5.4.1. Emissionen aus der Biokohle-Anlage Die mit der Biokohle-Produktionsanlage verbundenen Emissionen GHGbiochar, einschließlich jeglicher Emissionen im Zusammenhang mit der Aufbereitung und Verpackung von Biokohle, werden anhand der Gleichung [48] berechnet. [48] Dabei gilt: GHGbio bezeichnet die mit der Erzeugung und Lieferung von Biomasse und Biomasse-Brennstoffen, die in der Biokohle-Produktionsanlage verwendet wird bzw. werden, verbundenen Emissionen, berechnet anhand der Gleichung [49]. [49] Dabei gilt: Qbiomass = Menge der im Zertifizierungszeitraum durch die Biokohle-Produktionsanlage verbrauchten Biomasse oder Biomasse-Brennstoffe, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, ohne jegliche Verunreinigung durch Nichtbiomasse (z. B. Boden, Steine); EFbiomass = Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.3. bezeichnet die CH4-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Biokohle-Produktionsanlage. Diese Emissionen werden für jede Menge von Ausgangsstoffen einer bestimmten Art berechnet, die zur selben Zeit geerntet oder gesammelt und auf dieselbe Weise gelagert werden. nimmt für eine Menge von Ausgangsstoffen den Wert 0 an, wenn für die gesamte verwendete Biomasse eines oder mehrere der folgenden Verfahren angewandt werden: (a) Biomasse, die zur Verwendung bei der Erzeugung von Biokohle gelagert wird, besteht aus Totholz, das auf natürliche Weise gut belüftet ist; (b) die Biomasse wird in einer Form gelagert, bei der sie nicht unbedingt auf natürliche Weise belüftet sein muss, i) die Biomasse wird für einen Zeitraum von höchstens vier Wochen vor der Verarbeitung gelagert oder ii) die Biomasse wird bei höchstens 30 % Restfeuchtigkeit gelagert; (c) die Biomasse wird für die Lagerung pelletiert; (d) die Betreiber weisen auf andere Weise nach, dass die Biomasse auf eine Art und Weise gelagert wird, bei der erhebliche Methanemissionen aus der anaeroben Zersetzung durch die Art des Ausgangsstoffs und die örtlichen Bedingungen verhindert werden. Andernfalls wird anhand der Gleichung [50] berechnet. [50] Dabei gilt: Qfeedstock = Menge des Ausgangsstoffs, die für mehr als vier Wochen unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird; Cfeedstock = Kohlenstoffgehalt des Ausgangsstoffs, ausgedrückt als Massenanteil; Tstorage = Zeit in Monaten, während der der Ausgangsstoff unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird; Ausgangsstoff = Index der verbrauchten Ausgangsstoffe; = Treibhauspotenzial von Methan in einem Zeitraum von 100 Jahren; 0,0013 = angenommener monatlicher anteiliger Verlust von Biomasse-Kohlenstoff bei der Speicherung; 1,335 = Massenverhältnis eines Methanmoleküls zu einem Kohlenstoffatom. GHGcombustion bezeichnet Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, einschließlich CH4- und N2O-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse, Biogas und flüssigen Biobrennstoffen zur Energiegewinnung, unabhängig davon, ob sie von außerhalb der Anlage eingespeist wurde bzw. wurden oder als Nebenprodukt aus dem Prozess hervorgeht bzw. hervorgehen, berechnet anhand der Gleichung [51]. [51] Dabei gilt: Qfuel = Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, einschließlich jedes Materials auf fossiler Kohlenstoffbasis im Input, das zu CO2 verbrannt wird, im Falle gemischter biogener und nicht biogener Ausgangsstoffe; EFfuel = Emissionsfaktor, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4; = minus die Menge des an einem Standort abgeschiedenen und dauerhaft gespeicherten fossilen CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen Biokohle-Produktionsanlage; Brennstoffe = Index der verbrauchten Brennstoffe. bezieht sich auf alle Emissionen von Methan in die Atmosphäre, die bei der Erzeugung von Biokohle entstehen. CH4-Emissionen werden während des ersten Zertifizierungszeitraums im Abstand von mindestens einem Drittel des Zertifizierungszeitraums mindestens zweimal pro Produktionseinheit gemessen und in Gramm Methanemissionen pro Kilogramm erzeugter Biokohle angegeben. Das Zertifizierungssystem kann die Anforderungen an die Probenahme von Methan weiter spezifizieren und Leitlinien für die konservative Ableitung von Methanemissionen aus damit zusammenhängenden Messungen wie denen von Kohlenwasserstoffen oder CO bereitstellen. Stimmen diese Messungen überein, kann der Mittelwert der Messungen als charakteristisch für die Produktionseinheit angesehen werden. Die CH4-Emissionsmessungen gelten als übereinstimmend, wenn entweder (a) beide Messungen zeigen, dass nur Spuren von CH4 emittiert werden, definiert als CH4-Emissionen in einer Höhe, die sich bei Fortsetzung über den gesamten Zertifizierungszeitraum auf weniger als 1 % der CRtotal belaufen würde, und ausgedrückt in t CO2-Äq auf der Grundlage des GWP 100, oder (b) der gemessene Wert für die beiden Messungen ähnlich ist, d. h. der höhere der beiden gemessenen Werte nicht mehr als 40 % über dem niedrigeren gemessenen Wert liegt. Stimmen die Messungen nicht überein, sind zusätzliche Messungen durchzuführen, bis eine zuverlässige Schätzung der durchschnittlichen CH4-Emissionen vorliegt. Werden mehr als nur Spuren von CH4-Emissionen festgestellt, muss der Anlagenbetreiber einen Plan zur Reduzierung von CH4 ausarbeiten und umsetzen, um diese Emissionen, die im folgenden Zertifizierungszeitraum erneut gemessen werden, zu beseitigen. Wenn sich zeigt, dass nur Spuren von CH4 emittiert werden, kann dieser gemessene Wert für die folgenden fünf Jahre als repräsentativ für diese Produktionseinheit angesehen werden; im Anschluss sind die CH4-Emissionen erneut zu messen. GHGelec bezeichnet die Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet anhand der Gleichung [52]. [52] Dabei gilt: Qelec = Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, gemäß Abschnitt 2.3.2 festgelegt und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFelec = Emissionsfaktor für den Stromverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.1; electricity source = ein Index für alle Stromquellen. GHGheat bezeichnet die Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Biokohle-Produktionsanlage, berechnet anhand der Gleichung [53]. [53] Dabei gilt: Qheat = Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum für den Biokohleproduktionsprozess verbrauchten Nutzwärme, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2 und ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFheat = Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2; Wärmequelle = Index aller genutzten externen Wärmequellen. GHGcapital bezeichnet Kapitalgüteremissionen aus dem Bau und der Installation der Biokohle-Produktionsanlage und wird im Einklang mit den Grundsätzen gemäß Abschnitt 2.3.5 berechnet. GHGdisposal bezeichnet Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die in der Biokohle-Produktionsanlage entstehen. Darunter fallen Emissionen, die mit der Versorgung mit Energie und Inputs verbunden sind, die bei der Abfallentsorgung verbraucht werden, sowie alle anderen mit dem Entsorgungsprozess verbundenen Treibhausgasemissionen, einschließlich N2O- und/oder CH4-Emissionen aufgrund der aeroben oder anaeroben Zersetzung der biogenen Abfälle. Die Zertifizierungssysteme können Leitlinien festlegen, um es den Betreibern zu ermöglichen, die Emissionen aus der Abfallentsorgung zu schätzen, wenn eine direkte Messung zu aufwendig wäre, und die Betreiber können Standardwerte für Entsorgungsemissionen anwenden, wenn diese vom Zertifizierungssystem für bestimmte Tätigkeitsarten vorgesehen sind. 2.2.5.5. Emissionen aus Inputs Im Fall von Inputs – einschließlich Chemikalien, aber ausgenommen Kapitalgüteremissionen, die durch die Biokohle-Produktionsanlage verbraucht werden – mit Ausnahme von Brennstoffen, die unter den Term GHGcombustion fallen, werden die Emissionen, die mit dem Verbrauch dieser Inputs während des Zertifizierungszeitraums verbunden sind, anhand der Gleichung [54] berechnet. [54] Dabei gilt: Qinput = Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFinput = Emissionsfaktor für den verbrauchten Input, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4. Der Betreiber kann eine beliebige Anzahl von Inputs, deren gemeinsame Emissionen auf der Grundlage einer Wesentlichkeitsbewertung als unwesentlich eingestuft wurden, zusammenfassen und sie durch einen Emissionsterm von ersetzen (siehe Abschnitt 2.2.3), d. h. für eine Gruppe von Inputs gilt bei einer hoch angesetzten Schätzung der erwarteten verbundenen Emissionen die Gleichung [55]. [55] 2.2.5.5.1. CO2-Abscheidung in der Biokohle-Produktionsanlage Wird die Abscheidung von biogenem CO2 in der Biokohle-Produktionsanlage umgesetzt, so wird dies nicht als negative Emission auf GHGassociated angerechnet, sondern kann für eine Zertifizierung als CO2-Entnahmetätigkeit im Rahmen von BioCCS-Tätigkeiten berücksichtigt werden. 2.2.5.6. Überwachung und Berichterstattung Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 7 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen“, so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen. Wird eine Biokohlemenge in einem Zertifizierungszeitraum erzeugt, aber in einem späteren Zertifizierungszeitraum eingebracht oder zugesetzt, so werden die mit dieser Biokohlemenge verbundenen Emissionen und Entnahmen im späteren Zertifizierungszeitraum erfasst. Tabelle 7 Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht Gleichung Parameter Einheit Definition Anmerkungen [45], [46] GHGbiochar t CO2-Äq Emissionen im Zusammenhang mit dem Betrieb der Biokohle-Anlage Berechnet anhand der Gleichung [46] [46], [47] Falloc % Zuweisungsanteil von Biokohle Berechnet anhand der Gleichung [47] [46], [48] GHGfacility t CO2-Äq Gesamte THG-Emissionen aus Betrieb und Bau der Biokohle-Produktionsanlage Berechnet anhand der Gleichung [48] [46], [54] GHGinputs t CO2-Äq Gesamte mit Inputs für die Biokohle-Produktionsanlage verbundene THG-Emissionen Berechnet anhand der Gleichung [54] [47] Ebiochar MJ/kg erzeugte Biokohle Chemische Energie in der Biokohle Zu überwachen [47] MJ/kg erzeugte Biokohle Chemische Energie in jedem Nebenprodukt bei wesentlichen Nebenprodukten Zu überwachen [48], [49] GHGbio t CO2-Äq Mit der Erzeugung von und der Versorgung mit Biomasse und Biomasse-Brennstoffen, die in der Biokohle-Produktionsanlage verwendet wird bzw. werden, verbundene THG-Emissionen Berechnet anhand der Gleichung [49] [48], [50] t CO2-Äq CH4-Emissionen aufgrund der Lagerung von Biomasse vor der Verarbeitung in der Biokohle-Produktionsanlage. Berechnet anhand der Gleichung [50] [48], [51] GHGcombustion t CO2-Äq Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage, einschließlich CH4- und N2O-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse und Biomasse-Brennstoffen zur Energiegewinnung Berechnet anhand der Gleichung [51] [48] t CO2-Äq Menge des aus dem Biokohleproduktionsprozess emittierten Methans Zu überwachen [48], [52] GHGelec t CO2-Äq Emissionen aufgrund des Nettostromverbrauchs in der Biokohle-Produktionsanlage Berechnet anhand der Gleichung [52] [48], [53] GHGheat t CO2-Äq Emissionen aufgrund des Nettoverbrauchs von Nutzwärme in der Biokohle-Produktionsanlage Berechnet anhand der Gleichung [53] [48], [73] GHGcapital t CO2-Äq Kapitalgüteremissionen Berechnet anhand der Gleichung [73] [48] GHGdisposal t CO2-Äq Emissionen aus der Behandlung oder Entsorgung von Abfällen, die in der Biokohle-Produktionsanlage entstehen Gegebenenfalls zu überwachen [49] Qbiomass [Geeignete Einheit] Menge der für die Erzeugung von Biokohle verbrauchten Biomasse und/oder Biomasse-Brennstoffe Zu überwachen [49] EFbiomass t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für diese Biomasse und/oder diese Biomasse-Brennstoffe [50] Qfeedstock [Geeignete Einheit] Menge des Ausgangsstoffs, die für mehr als vier Wochen unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird Gegebenenfalls zu überwachen [50] Cfeedstock % Kohlenstoffgehalt in diesem Ausgangsstoff Gegebenenfalls zu überwachen [50] Tstorage Monate Zeit, während der der Ausgangsstoff unter potenziell anaeroben Bedingungen gelagert wird Gegebenenfalls zu überwachen [51] Qfuel [Geeignete Einheit] Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs Zu überwachen [51] EFfuel t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch [51] t CO2 Menge des an einem Standort abgeschiedenen und dauerhaft gespeicherten fossilen CO2 aus der Verbrennung von Brennstoffen in der Biokohle-Produktionsanlage Zu überwachen [52] Qelec [Geeignete Einheit] Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms Zu überwachen [52] EFelec t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Stromverbrauch [53] Qheat [Geeignete Einheit] Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme Zu überwachen [53] EFheat t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch [54] Qinput [Geeignete Einheit] Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Inputs Zu überwachen [54] EFinput t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den verbrauchten Input [73], [74] GHGmaterials t CO2-Äq Emissionen aus den für den Bau der Anlage verwendeten Materialien Berechnet anhand der Gleichung [74] [74] Qmaterials t Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien Zu überwachen [74] EFmaterials t CO2-Äq/t Material Emissionsfaktor für die verwendeten Materialien 2.2.6. Transport von Biokohle Dieser Abschnitt enthält Regeln für die Quantifizierung der mit dem Transport von Biokohle verbundenen THG-Emissionen. Mit dem Transport von Biomasse oder Biomasse-Brennstoffen vom Ort der Ernte/Sammlung zur Biokohle-Produktionsanlage verbundene Emissionen fallen nicht unter diesen Abschnitt, sondern sind in Gleichung [49] in den Term GHGbio einzubeziehen. 2.2.6.1. Quantifizierung der mit dem Transport verbundenen Treibhausgasemissionen Gemäß den Grundsätzen nach Abschnitt 2.3.4.5 werden die Treibhausgasemissionen, die mit dem Transport von Biokohle verbunden sind, GHGtransport, entweder auf der Grundlage konkreter Daten über den Brennstoffverbrauch anhand der Gleichung [56] berechnet oder auf der Grundlage der Fahrzeugeffizienzen und konkreter Daten über die vom Fahrzeug zurückgelegte Strecke anhand der Gleichung [57]. Die Betreiber dürfen für die verschiedenen Transportmodi unterschiedliche Ansätze anwenden, wobei GHGtransport als Summe der mit jedem Ansatz ermittelten Emissionen berechnet wird. [56] Dabei gilt: Qfuel = verbrauchte Brennstoffmenge je Fahrt, einschließlich Leerfahrten, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit; EFfuel = Emissionsfaktor für den verbrauchten Brennstoff, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit und festgelegt gemäß den Regeln laut Abschnitt 2.3.4.4; Fahrten = Index der unternommenen Fahrten. [57] Dabei gilt: KL = jeweils zurückgelegte Strecke in Kilometern; EFvehicle,loaded = CO2-Emissionen des beladenen Fahrzeugs je Kilometer, in t CO2-Äq/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden; EFvehicle,unloaded = CO2-Emissionen des unbeladenen Fahrzeugs je Kilometer, in g CO2-Äq/zurückgelegter km. Sofern vom Zertifizierungssystem bereitgestellt, kann als Grundlage dafür ein geeigneter konservativer Standardemissionsfaktor herangezogen werden. Sind keine Daten bzw. keine Standardwerte für das unbeladene Fahrzeug, aber ein Wert für EFvehicle,loaded verfügbar, so kann der Betreiber setzen; O = Gesamtzahl der Hinfahrten; R = Gesamtzahl der leeren Rückfahrten; L = Index der Fahrten. 2.2.6.2. Überwachung und Berichterstattung Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 8 aufgeführten gemessenen oder berechneten Parameter in den Überwachungsbericht auf. Gilt für einen Parameter die Anmerkung „Zu überwachen“, so wird er gemäß Abschnitt 1.3.2 in den Überwachungsplan aufgenommen. Tabelle 8 Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht Gleichung Parameter Einheit Definition Anmerkungen [56],[57] GHGtransport tCO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Energieverbrauchs für den Transport von Biokohle Berechnet anhand der Gleichung [56] oder [57] [56] Qfuel [Geeignete Einheit] Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs Zu überwachen [56] EFfuel tCO2-Äq Emissionsfaktor für Brennstoffverbrauch [57] KL km Zurückgelegte Strecken Zu überwachen [57] EFvehicle,loaded tCO2-Äq/km CO2-Emissionen der beladenen Transportfahrzeuge je Kilometer [57] EF vehicle,unloaded gCO2-Äq/km CO2-Emissionen der unbeladenen Transportfahrzeuge je Kilometer 2.2.7. Einbringung von Biokohle Dieser Abschnitt enthält Regeln für die Quantifizierung des dauerhaften Anteils der CO2-Entnahmen, der durch die BCR-Tätigkeit erzeugt wird, sowie der THG-Emissionen im Zusammenhang mit der Einbringung von Biokohle in Böden oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten. 2.2.7.1. Berechnung des dauerhaften Anteils Der dauerhafte Anteil der Biokohle, Fperm, kann nach einem der nachstehend beschriebenen Ansätze berechnet werden. Die Betreiber dürfen für jede Produktionscharge individuell entscheiden, nach welchem Ansatz sie den dauerhaften Anteil berechnen; sie dürfen jedoch Elemente dieser beiden Ansätze nicht kombinieren, um die Dauerhaftigkeit einer einzigen Produktionscharge zu bewerten. 2.2.7.1.1. Zufallsreflexionsbewertung Betreiber, die diesen Ansatz anwenden, legen mindestens drei zufällige Stichproben jeder Biokohle-Produktionscharge für Zufallsreflexionsbewertungen in einem qualifizierten Labor vor. Die Reflexionsbewertung umfasst zwei analytische Elemente: (a) Ein Teil jeder Probe ist thermochemisch zu analysieren, um den reaktiven organischen Kohlenstoffanteil Freactive zu bestimmen. Bei dieser Analyse wird die Probe erhitzt, um den Anteil des Materials zu ermitteln, der bei Erhitzung auf hohe Temperaturen thermisch zersetzt wird. Dabei muss das Labor eine Methodik anwenden, die mit bewährten Verfahren im Einklang steht. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Anforderungen an diese Laboranalyse festlegen. (b) Ein Teil jeder Probe ist unter einem Auflichtmikroskop zu analysieren, um den Zufallsreflexionsgrad des nicht reaktiven festen Anteils zu messen und den Anteil der Probe zu ermitteln, der eine Zufallsreflexion Ro von mindestens 2 % aufweist. Die Zertifizierungssysteme können den Betreiber dazu verpflichten, für diese Analyse eine spezifische Labormethode zu verwenden, die den neuesten wissenschaftlichen Erkenntnissen und bewährten Verfahren entsprechen sollte. Legt das jeweilige Zertifizierungssystem keine Methode fest, so wendet der Betreiber eine Labormethode an, die den nachstehenden Spezifikationen entspricht. Bei der Analyse wird jede Probe so vorbereitet, dass zerkleinerte Partikel aus der Probe in ein Harz eingebettet werden, eine der Oberflächen des entstehenden Pellets geschliffen und poliert wird und die Reflexion durch 500 Punktmessungen pro Probe, die gleichmäßig verteilt auf der polierten Oberfläche erfolgen, bewertet wird. Unter Verwendung einer Kerndichteschätzung mit einem univariaten Gaußschen Kern ist eine Verteilung an diese Punktmessungen anzupassen, wobei die angepasste Funktion bei einer gegebenen Reihe gemessener Ro-Werte x1, x2, x3, … , x500 wie folgt definiert wird: [58] Dabei gilt: = die geschätzte Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion am Punkt x; h = die Bandbreite, ein Glättungsparameter, der die Breite des Kerns bestimmt und als zu berechnen ist, wobei es sich bei um die Standardabweichung der Ro-Werte handelt und IQR für deren Interquartilbereich steht; K(u) = die Gaußsche Kernfunktion , wobei . Der Anteil des nicht reaktiven Materials mit einem Ro-Wert von mehr als 2 %, FRo>2 %, ist dann durch numerische Integration der angepassten Funktion unter Verwendung der zusammengesetzten Simpsonregel (1/3) zu berechnen, um den Wert des Integrals der Wahrscheinlichkeitsfunktion für Ro > 2 % zu schätzen. [59] Der dauerhafte Anteil in jeder vorgelegten Biokohleprobe i ist dann wie folgt zu berechnen: [60] Für eine Reihe getesteter Proben n wird der geschätzte dauerhafte Anteil der beprobten Biokohle als arithmetisches Mittel der für jede Probe gemessenen dauerhaften Anteile berechnet: [61] Für die Zwecke der in Abschnitt 2.3.6 vorgesehenen Unsicherheitsbewertung wird bei der Bewertung von Fperm anhand der Zufallsreflexionsmethode davon ausgegangen, dass die damit verbundene Unsicherheit gemäß der Gleichung [62] berechnet wird. [62] Dabei gilt: = die Standardab