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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weichung des Mittelwerts von Ro für jede der n Proben; = das arithmetische Mittel des Mittelwerts von Ro für jede der n Proben; 2,5 % = ein Konservativitätsfaktor. 2.2.7.1.2. Zerfallsfunktion Dieser Ansatz beruht auf der Anwendung einer Zerfallsfunktion, die durch das H/Corg-Verhältnis der Biokohle, das stets kleiner oder gleich 0,7 betragen muss, und die Jahresmitteltemperatur am Ort ihrer Einbringung oder ihres Zusetzens, d. h. die Bodentemperatur für die Einbringung in Böden und die Lufttemperatur für das Zusetzen zu Produkten, parametrisiert wird. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien oder standortspezifische Standardwerte für die Temperaturbewertung bereitstellen. Betreiber, die für die Bewertung der Dauerhaftigkeit auf diese Option zurückgreifen, verwenden das H/Corg-Verhältnis für die Biokohle und die erwartete Durchschnittstemperatur für den Ort der Einbringung oder des Zusetzens der Biokohle (Bodentemperatur im Falle der Einbringung und Lufttemperatur im Falle des Zusetzens), um Fperm anhand der Gleichung [63] unter Verwendung der entsprechenden Parameter m und c aus Tabelle 9 zu berechnen; dabei wird die Temperatur jeweils auf das nächste 5 °C-Intervall aufgerundet. Damit wird der nach 200 Jahren verbleibende Kohlenstoff auf der Grundlage der von Woolf et al. dokumentierten Zerfallsdaten (2021) (5) geschätzt. [63] Dabei gilt: = Verhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge; m = ein Parameter, der den linearen Teil der modellierten Beziehung zwischen dem Verhältnis H/Corg und der Dauerhaftigkeit beschreibt; c = ein Parameter, der den konstanten Teil der modellierten Beziehung zwischen dem Verhältnis H/Corg und der Dauerhaftigkeit beschreibt. Tabelle 9 Parameter für die Berechnung von Fperm Temperatur (in °C) m C 5 –0,5 1,108 10 –0,650 1,001 15 –0,653 0,896 20 –0,636 0,829 25 –0,621 0,789 Für die Zwecke der in Abschnitt 2.3.6 geforderten Unsicherheitsbewertung wird bei der Bewertung von Fperm anhand der Zerfallsfunktionsmethode davon ausgegangen, dass die damit verbundene Unsicherheit Null entspricht, da die Zerfallsfunktion bereits als konservative Schätzungsgrundlage gilt. 2.2.7.2. Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen Die mit der Einbringung von Biokohle in Böden und/oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten an einem oder mehreren Einbringungs-/Zusetzorten verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [64] berechnet. Berücksichtigt werden nur Emissionen, die unmittelbar mit der Verwendung der Biokohle zusammenhängen. Wird Biokohle mit einem anderen Material vermischt – beispielsweise mit Dünger vor der Einbringung oder dem Zusetzen – so dürfen die mit der Erzeugung und Handhabung dieser zweiten Materialien verbundenen Emissionen nicht einbezogen werden, und die Emissionen aus der Einbringung oder dem Zusetzen sind auf Massebasis zuzuteilen. Das Zertifizierungssystem kann detaillierte Leitlinien für die Bewertung der verbundenen Treibhausgasemissionen für bestimmte Arten von Tätigkeiten bereitstellen. [64] Dabei gilt: FS = Massenanteil der an jedem Standort verwendeten Biokohle aus der Tätigkeit an der Gesamtmasse der in Böden eingebrachten Bodenverbesserungsmittel oder des Materials, das Produkten zugesetzt wird. Die Gesamtmasse umfasst die Biokohle aus der Tätigkeit, jegliche Biokohle aus anderen Tätigkeiten, die zur Verwendung am selben Standort genutzt wird, sowie alle anderen Materialien, die mit der Biokohle vermischt sind; GHGbiochar site,S = GHGbiochar site,S gemäß der Gleichung [65]. 2.2.7.2.1. Emissionen aus der Einbringung oder dem Zusetzen Die mit der Einbringung oder dem Zusetzen an jedem Standort verbundenen THG-Emissionen werden anhand der Gleichung [65] berechnet. [65] Dabei gilt: GHGcombustion = THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, auch von Fahrzeugen und mobilen Einrichtungen, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [66]; GHGelec = THG-Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [67]; GHGheat = THG-Emissionen aufgrund des Wärmeverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens, ausgedrückt in t CO2-Äq, berechnet anhand der Gleichung [68]. [66] [67] [68] 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; Qelec = Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2; 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, ausgedrückt in einer geeigneten Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.2; EFheat = Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch, ausgedrückt in t CO2-Äq/Einheit, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.2. Die Betreiber können für jede der Mengen Qfuel, Qelec und Qheat Standardwerte pro Tonne eingebrachten oder zugesetzten Materials für bestimmte Einbringungs- oder Zusetzmethoden verwenden, sofern solche Standardwerte vom Zertifizierungssystem bereitgestellt werden. 2.2.7.3. Überwachung und Berichterstattung Gemäß Abschnitt 1.3.3 nehmen die Betreiber vor jeder Rezertifizierungsprüfung die in Tabelle 10 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 10 Parameter für die Aufnahme in den Überwachungsbericht Gleichung Parameter Einheit Definition Anmerkungen [44] Qbiochar t Biokohlemenge in der Produktionscharge Zu überwachen [44] Corg % Anteiliger Gehalt an organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge Zu überwachen [44], [61], [63] Fperm % Der dauerhafte Anteil jeder Biokohleproduktionscharge, ermittelt entweder nach dem Ansatz der Zufallsreflexionsbewertung oder dem Zerfallsfunktionsansatz Berechnet anhand der Gleichung [61] oder der Gleichung [63]. [59] % Anteil nicht reaktiver Biokohle in einer Probe mit einer Zufallsreflexion von mehr als 2 % Zu überwachen [63] Dimensionslos Verhältnis von Wasserstoff zu organischem Kohlenstoff in der Biokohle-Produktionscharge. Das Verhältnis ist für jede Produktionscharge zu messen. Zu überwachen [64] GHGuse t CO2-Äq Mit der Einbringung von Biokohle in Böden oder dem Zusetzen von Biokohle zu Produkten an einem oder mehreren Einbringungs-/Zusetzorten verbundene THG-Emissionen Zu überwachen [64] FS % Massenanteil der an jedem Standort verwendeten Biokohle aus der Tätigkeit an der Gesamtmasse der in Böden eingebrachten Bodenverbesserungsmittel oder des Materials, das Produkten zugesetzt wird. Zu überwachen [64], [65] GHGbiochar site,S t CO2-Äq Mit dem Energieverbrauch und dem Betrieb verbundene THG-Emissionen bei der Einbringung oder dem Zusetzen der Biokohle oder der Biokohle enthaltenden Matrix Berechnet anhand der Gleichung [65] [65], [66] GHGcombustion t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Brennstoffverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens Berechnet anhand der Gleichung [66] [65], [67] GHGelec t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Stromverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens Berechnet anhand der Gleichung [67] [65], [68] GHGheat t CO2-Äq THG-Emissionen aufgrund des Wärmeverbrauchs am Ort der Einbringung / des Zusetzens Berechnet anhand der Gleichung [68] [66] Qfuel [Geeignete Einheit] Menge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Brennstoffs Zu überwachen [66] EFfuel t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Brennstoffverbrauch [67] Qelec [Geeignete Einheit] Nettomenge des im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Stroms Zu überwachen [67] EFelec t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Stromverbrauch [68] Qheat [Geeignete Einheit] Nettomenge der im Zertifizierungszeitraum verbrauchten Nutzwärme Zu überwachen [68] EFheat t CO2-Äq/Einheit Emissionsfaktor für den Wärmeverbrauch 2.3. Gemeinsame Quantifizierungselemente 2.3.1. Vollständigkeit und Wesentlichkeit Die Quantifizierung der verbundenen THG-Emissionen muss vollständig sein und alle Prozess- und Verbrennungsemissionen aus allen wesentlichen Emissionsquellen und Stoffströmen umfassen, die zu den dauerhaften CO2-Entnahmetätigkeiten gehören, sowie alle anderen relevanten Emissionen. Ermittelt ein Betreiber oder eine Zertifizierungsstelle Emissionen aus einer mit einer Tätigkeit verbundenen Quelle oder Gruppe von Quellen, die zwar wesentlich ist, aber nicht unter die vorliegende Methodik fällt, so stellt der Betreiber sicher, dass diese Emissionen in die Berechnung der verbundenen THG-Emissionen einbezogen werden. Sofern nicht anders angegeben, müssen alle in diesen Regeln genannten Emissionsquellen bewertet und in die Berechnung von GHGassociated einbezogen werden, auch wenn sie die hier beschriebene Wesentlichkeitsschwelle nicht erreichen. Es gibt zwei mögliche Ausnahmen von diesem Grundsatz, bei denen eine Wesentlichkeitsbewertung durchgeführt werden kann und als unterhalb der Wesentlichkeitsschwelle liegend eingestufte Emissionen nicht direkt bewertet werden müssen. Bei diesen Fällen handelt es sich um Kapitalgüteremissionen (Abschnitt 2.3.5) und Input-Emissionen (Abschnitte 2.1.5.2.2, 2.1.6.3.2 und 2.1.8.4.2). Eine Wesentlichkeitsbewertung kann, wie oben erwähnt, auch erforderlich sein, wenn der Betreiber oder die Zertifizierungsstelle Emissionen aus einer Quelle ermittelt hat, die mit der Tätigkeit in Verbindung steht, aber in der vorliegenden Methodik nicht ausdrücklich genannt wird. Ist eine Wesentlichkeitsbewertung für eine bestimmte Emissionsquelle oder Gruppe von Emissionsquellen erforderlich, so muss der Betreiber der Zertifizierungsstelle eine Schätzung des potenziellen Emissionsspektrums während des mit dieser Quelle verbundenen Tätigkeitszeitraums vorlegen. Belaufen sich die Emissionen am oberen Ende dieses Spektrums auf 2 % oder mehr der während des Tätigkeitszeitraums gelieferten oder voraussichtlich gelieferten Brutto-CO2-Entnahmen, so gelten die Emissionen aus dieser Quelle als potenziell wesentlich und müssen direkt bewertet werden. Bei der Zertifizierungsprüfung führen die Betreiber die Wesentlichkeitsbewertung auf der Grundlage der während des Tätigkeitszeitraums erwarteten Emissionen und Entnahmen durch, und die Grundlage für die Schlussfolgerung, dass etwaige Emissionen nicht wesentlich sind, ist im Tätigkeitsplan zu beschreiben. Bei Rezertifizierungsprüfungen bewertet die Zertifizierungsstelle, ob eine erhebliche Abweichung von den bei der Zertifizierungsprüfung angegebenen Betriebsbedingungen vorliegt. Wird eine solche Abweichung festgestellt, so führen die Betreiber die Wesentlichkeitsbewertung erneut durch. 2.3.2. Nettoverbrauch an Nutzwärme oder Strom Jede energetische Verwertung, die sich aus Prozesskonfigurationen ergibt, kann zu einer Verringerung des zusätzlichen Nettoverbrauchs einer bestimmten Energieart oder zu einer Verlagerung der Nettonachfrage von einer Energieart auf eine andere führen. Daher müssen die Betreiber bei der Berechnung des Nettostromverbrauchs oder des Nettonutzwärmeverbrauchs die gesamte Veränderung der Nachfrage nach der Durchführung solcher Rückgewinnungsverfahren bewerten. Bei der Berechnung des Nettoverbrauchs werden der Strom und die Wärme, der bzw. die am Standort in der Abscheidungsanlage, am Speicherstandort oder für die Transportinfrastruktur erzeugt und verbraucht wird, nicht berücksichtigt. Emissionen im Zusammenhang mit Strom oder Wärme, der bzw. die am Standort in einer Anlage erzeugt wird, sind getrennt durch Berücksichtigung des verbrauchten Brennstoffs zu verbuchen. Die gesamte Veränderung der Nachfrage entspricht der Differenz zwischen der Strom- oder Wärmemenge, die von außerhalb der Anlage zur direkten Nutzung durch die Tätigkeit eingeleitet wird, und der Menge an Strom oder Wärme, die für andere Verwendungszwecke aus der Anlage geleitet wird und die aus Prozessen gewonnen wurde, die unmittelbar für die Tätigkeit erforderlich sind, einschließlich nachgelagerter Prozesse wie CO2-Verflüssigung. Bei der Berechnung des Nettostromverbrauchs oder des Nettonutzwärmeverbrauchs dürfen keine Wärme und kein Strom berücksichtigt werden, die bzw. der speziell für die Ausfuhr aus der Anlage erzeugt und nicht aus einem notwendigen Prozess gewonnen wird. Liegt die Nettomenge der verbrauchten Wärme oder des verbrauchten Stroms unter der Bruttomenge und stammt diese Wärme oder dieser Strom aus mehr als einer Quelle, so wird der Nettoverbrauch aus jeder Quelle proportional wie folgt berechnet: [69] Dabei gilt: = Bruttomenge an Strom oder Nutzwärme aus einer bestimmten Quelle, die im Zertifizierungszeitraum verbraucht wurde; sources = Index der Wärme- oder Stromquellen. Im Falle eines Nettoanstiegs der Verfügbarkeit einer Energieart infolge der energetischen Verwertung kann die Menge (Qheat oder Qelec) als negativer Wert gemeldet werden. Die Betreiber stellen sicher, dass alle oben genannten negativen Mengen durch korrekte Annahmen zu den betreffenden Prozessen belegt werden. Ist einer oder sind beide der für ein Prozesselement berechneten Terme Qheat und Qelec negativ, nimmt der zugehörige Emissionsfaktor (EFheat oder EFelec) den Wert 0 an (d. h. die Terme GHGheat oder GHGelec sind niemals negativ). 2.3.3. Zusätzlicher Biomasseverbrauch Der zusätzliche Biomasseverbrauch bezieht sich auf Biomasse, Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die speziell zur Bereitstellung von Energie für die CO2-Abscheidung verbraucht wird bzw. werden. Wird Wärme aus einem bestehenden, auf Biomasse basierenden Prozess zurückgewonnen, dessen Hauptzweck nicht in der Erzeugung von Wärme oder Strom besteht, und wird sie von der Abscheidungsanlage genutzt, so wird dies nicht als Form des zusätzlichen Biomasseverbrauchs behandelt und stattdessen anhand eines Emissionsfaktors für die verbrauchte Wärme gemäß Abschnitt 2.3.4.3 bewertet. 2.3.3.1. Bioenergieanlagen, die ausschließlich Strom erzeugen Wird CO2 in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der ausschließlich Strom erzeugt wird, und wird ein Teil dieses eigenen Stroms für die CO2-Abscheidung verbraucht, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Qbiomass auf der Grundlage der Nettomenge des verbrauchten Eigenstroms anhand von Gleichung [70] berechnet. [70] Dabei gilt: Qelec = der Nettoverbrauch an eigenem Strom; η elec = elektrischer Wirkungsgrad der Anlage, definiert als der im Zertifizierungszeitraum erzeugte Strom, einschließlich des für die CO2-Abscheidung verbrauchten Stroms, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts. 2.3.3.2. Bioenergieanlagen, die ausschließlich Wärme erzeugen Wird CO2 in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der ausschließlich Wärme erzeugt wird, und wird ein Teil dieser Eigenwärme für die CO2-Abscheidung verbraucht, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Qbiomass auf der Grundlage der Nettomenge der verbrauchten Eigenwärme anhand der Gleichung [71] berechnet. [71] Dabei gilt: Qheat = der Nettoverbrauch an Eigenwärme; η heat = Wärmewirkungsgrad der Anlage, definiert als die im Zertifizierungszeitraum erzeugte Wärme, einschließlich der für die CO2-Abscheidung verbrauchten Wärme, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts. 2.3.3.3. Bioenergieanlagen, die eine Mischung aus Wärme und Strom erzeugen Wird CO2 in einer Bioenergieanlage abgeschieden, in der sowohl Strom als auch Wärme erzeugt wird, so wird der zusätzliche Biomasseverbrauch Qbiomass auf der Grundlage der verbrauchten Nettomenge des Eigenstroms und der Eigenwärme anhand der Gleichung [72] berechnet, wobei der Wert von Qbiomass > 0 ist. [72] Dabei gilt: Qelec = der Nettoverbrauch an eigenem Strom; η elec = der elektrische Wirkungsgrad der Anlage unter typischen Betriebsbedingungen. Dieser kann entweder als der im Zertifizierungszeitraum erzeugte Strom, einschließlich des für die CO2-Abscheidung verbrauchten Stroms, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts berechnet oder für den gesamten Tätigkeitszeitraum auf der Grundlage der technischen Dokumentation (Auslegungswerte) der Anlage festgelegt werden; Qheat = der Nettoverbrauch an Eigenwärme; η heat = der Wärmewirkungsgrad der Anlage unter typischen Betriebsbedingungen. Dieser kann entweder als die im Zertifizierungszeitraum erzeugte Wärme, einschließlich der für die CO2-Abscheidung verbrauchten Wärme, geteilt durch den Brennstoff-Input im Zertifizierungszeitraum auf der Grundlage seines Energiegehalts berechnet oder für den gesamten Tätigkeitszeitraum auf der Grundlage der technischen Dokumentation (Auslegungswerte) der Anlage festgelegt werden; Celec = der auf 1 festgesetzte Exergieanteil im Strom; Cheat = Carnot-Wirkungsgrad (Exergieanteil in der Nutzwärme), definiert als , wobei Theat die Durchschnittstemperatur der verbrauchten Wärme in K (Kelvin) ist und T0 273,15 K beträgt. Die beiden Parameter η elec und η heat müssen einheitlich festgelegt werden, entweder beide durch Berechnung oder beide unter Bezugnahme auf die technische Dokumentation. Beruhen die Werte auf technischer Dokumentation, so müssen sie auf derselben Grundlage festgelegt werden, wie wenn sie berechnet würden (d. h. jeweils der erwartete Strom- bzw. Wärme-Output geteilt durch den erwarteten Brennstoffverbrauch unter repräsentativen Betriebsbedingungen), und die Zertifizierungsstelle muss überprüfen, ob die verwendeten Werte im Nennbetrieb der Anlage durchgängig erreichbar sind und ob die Betriebsbedingungen, die zur Festlegung der Werte verwendet werden, die Art des tatsächlichen Betriebs der Anlage angemessen widerspiegeln. 2.3.4. Emissionsfaktoren 2.3.4.1. Strom Der bei der Berechnung der mit dem Nettostromverbrauch (EFelec) verbundenen Emissionen angewandte Emissionsfaktor ist gemäß Teil A Nummern 5 und 6 des Anhangs der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission (6) zu berechnen. Abweichend von Absatz 1 gilt: (a) Der Berechnungszeitraum für den Stromemissionsfaktor kann kürzer als ein Kalenderjahr sein und sich über Teile von zwei Kalenderjahren erstrecken; der Zertifizierungszeitraum umfasst nur einen Teil von einem oder zwei Kalenderjahren: (i) Fällt der Zertifizierungszeitraum vollständig in ein einziges Kalenderjahr, so wird der Stromemissionsfaktor entweder auf der Grundlage der Daten für den genauen Zertifizierungszeitraum oder auf der Grundlage von Daten für das gesamte Kalenderjahr berechnet; (ii) erstreckt sich der Zertifizierungszeitraum über zwei Kalenderjahre, so wird für den in jedem dieser Kalenderjahre verbrauchten Strom entweder auf der Grundlage von Daten für den genauen Teil des Zertifizierungszeitraums, der in die beiden Jahre fällt, oder auf der Grundlage von Daten für die gesamten Kalenderjahre ein Emissionsfaktor berechnet; (b) für jede Tätigkeit auf der Grundlage einer neuen Abscheidungsanlage oder Biokohle-Produktionsanlage, für die eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wird, mit deren Bau spätestens am 31. Dezember 2029 begonnen wurde und für die der Betreiber mit der Begründung, dass der Strom vollständig erneuerbar ist, einen Emissionsfaktor von Null für verbrauchten Strom geltend macht, kann diese zeitliche Korrelation, wenn der Betreiber eine zeitliche Korrelation zwischen dem Verbrauch und der Erzeugung des Stroms aus erneuerbaren Quellen nachweisen muss, bis zum 31. Dezember 2044 oder bis zum Ende des ersten Tätigkeitszeitraums, je nachdem, welcher Zeitpunkt früher liegt, auf jährlicher Basis anstatt auf Stundenbasis bewertet werden. Die Betreiber können den Ansatz für die Zuordnung der Treibhausgasemissionswerte zum Strom für jede Quelle des verbrauchten Stroms unabhängig wählen, d. h., sie müssen nicht denselben Ansatz für die Festlegung des Emissionsfaktors für den an verschiedenen Standorten verbrauchten Strom verwenden. Die Zertifizierungssysteme können Listen aktueller Werte für die Intensität der strombedingten Emissionen auf Ebene der Gebotszonen bereitstellen. Bei Nettostromexport (mit negativem Qelec-Wert) ist der Emissionsfaktor Null. 2.3.4.2. Wärme Bei der Berechnung der Emissionen im Zusammenhang mit dem Nettowärmeverbrauch werden die folgenden Emissionsfaktoren angewandt: (a) für Wärme, die aus einem Prozess gewonnen wird, der Teil der Tätigkeit ist: Es gibt keine zusätzlichen Emissionen; (b) für Wärme, die bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe erzeugt wird: Lebenszyklus-Emissionsfaktoren für die Versorgung mit und die Verbrennung von fossilen Brennstoffen, die in der neuesten Fassung der Unterlage der Gemeinsamen Forschungsstelle „Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation“ (7) (Definition von Eingabedaten zur Bewertung der THG-Standardemissionen von Biokraftstoffen in den EU-Rechtsvorschriften) festgelegt sind, geteilt durch den thermischen Wirkungsgrad des Wärmeerzeugungsprozesses; (c) für Wärme, die aus Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen erzeugt wird, es sei denn, es handelt sich um den Verbrauch von Eigenwärme durch eine Anlage, die CO2 aus dem Biomasseverbrauch für die Energieerzeugung abscheidet: Emissionsfaktoren für die Versorgung mit und die Verbrennung (ohne CO2 aus der Verbrennung) der verwendeten Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, berechnet gemäß Anhang VI der Richtlinie (EU) 2018/2001, geteilt durch den thermischen Wirkungsgrad des Wärmeerzeugungsprozesses; (d) für Wärme, die aus erneuerbaren Quellen, bei denen es sich nicht um Biomasse handelt, erzeugt wird: Der Emissionsfaktor ist gleich Null; (e) für Wärme aus der Kernenergieerzeugung: Der Emissionsfaktor ist gleich Null; (f) für Wärme, die aus einem Prozess zurückgewonnen wird, aus dem bis höchstens drei Monate vor Beginn der Tätigkeit keine Wärme zurückgewonnen wurde: Der Emissionsfaktor ist gleich Null; (g) für Wärme, die aus einem Prozess zurückgewonnen wird, aus dem bereits Wärme zurückgewonnen wurde, oder aus einem neuen Prozess, d. h. einem Verfahren, das weniger als sechs Monate vor Beginn der Tätigkeit aufgenommen wurde und das nicht unmittelbar mit der Tätigkeit in Zusammenhang steht: Der Emissionsfaktor entspricht dem EU-EHS-Benchmarkwert für Wärme; (h) für Wärme, die aus einem Wärmenetz geliefert wird: Der Emissionsfaktor entspricht dem EU-EHS-Benchmarkwert für Wärme. Bei Nettowärmeexport (mit negativem Qheat-Wert) ist der Emissionsfaktor Null. 2.3.4.3. Biomasse Wenn Biomasse, Biokraftstoffe (8), flüssige Biobrennstoffe (9) oder Biomasse-Brennstoffe (10), die die Nachhaltigkeitsanforderungen gemäß Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen, für eine Tätigkeit verbraucht werden (siehe Abschnitte 2.1.6.3.1 und 2.2.5.4.1), wird jegliches CO2, das durch chemische Prozesse aus den darin enthaltenen Kohlenstoffatomen erzeugt wird, mit einem CO2-Emissionsfaktor von Null berücksichtigt, wobei jedoch die Emissionen aus der Lieferkette für die Bereitstellung der Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstof