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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fe und alle Nicht-CO2-Emissionen im Zusammenhang mit der Verbrennung von Biomasse (hauptsächlich CH4 und N2O) zu berücksichtigen sind. Der Emissionsfaktor, der bei der Berechnung der Emissionen in der Lieferkette im Zusammenhang mit dem Verbrauch von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen für die Tätigkeit angewandt wird, wird gemäß den in den Anhängen V und VI der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Vorschriften für die Berechnung der mit dem Angebot von Biomasse, Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen verbundenen Treibhausgasemissionen ermittelt, wobei die Emissionen, denen die in diesen Anhängen definierten Terme eec, el und ep zugeordnet sind, bis zu dem Ort des Verbrauchs berücksichtigt werden, zuzüglich der Emissionen im Zusammenhang mit dem Transport (siehe nächster Absatz); dabei werden die Emissionen erforderlichenfalls von Emissionen je von einer Bioenergieanlage erzeugter Energieeinheit in Emissionen je Einheit verbrauchter Rohstoffe umgerechnet. Wie auch in der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegt, belaufen sich die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen und Reststoffen bis zur Sammlung dieser Materialien auf Null. Bei Siedlungsabfällen, Gebrauchtholzabfällen und Klärschlamm beginnt der „Sammlungsprozess“ für die Zwecke der Emissionsberechnung gemäß der Verordnung (EU) 2024/3012 erst dann, wenn das Material zur Anlage geliefert wird, in der die CO2-Abscheidungstätigkeit durchgeführt wird (z. B. in einer Anlage zur energetischen Verwertung). Für den Transport der Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe zur Abscheidungsanlage werden die Emissionen auf der Grundlage der tatsächlich zurückgelegten Strecke und des tatsächlich eingesetzten Verkehrsträgers berechnet, wobei die für den Term etd aufgeführten disaggregierten Standardemissionsfaktoren nicht verwendet werden dürfen. In Bezug auf Emissionen infolge von indirekten Landnutzungsänderungen (ILUC) verhindern die in Abschnitt 4.3.1 festgelegten Anforderungen einen Anstieg des Verbrauchs von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen oder von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierten Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen zur Versorgung mit Wärme oder Strom am Standort, die für den CO2-Abscheidungsprozess verwendet werden, und daher nehmen die ILUC-Emissionen den Wert 0 an. Zertifizierungssysteme können Leitlinien für die Berechnung von Ausgangsstoffen bereitstellen, für die in den Anhängen der Richtlinie (EU) 2018/2001 keine disaggregierten Standardwerte angegeben sind. 2.3.4.4. Inputs und Brennstoffe Erfordern die Quantifizierungsvorschriften die Berechnung der Emissionen im Zusammenhang mit der Verwendung von Inputs für diese Tätigkeit, einschließlich fossiler Brennstoffe und Materialien für den Bau von Anlagegütern, so werden die Lebenszyklus-Emissionsfaktoren für diese Inputs entweder aus den von den Zertifizierungssystemen bereitgestellten Listen mit Standardfaktoren oder aus der folgenden hierarchischen Quellenliste entnommen, wobei die Emissionsfaktoren aus der ersten Quelle in der Liste, in der sie verfügbar sind, stammen und, soweit verfügbar, die neueste Fassung der Quellen verwendet wird: (a) Teil B des Anhangs der Delegierten Verordnung (EU) 2023/1185; (b) neueste Version der Datensätze über den Umweltfußabdruck oder mit dem Umweltfußabdruck konforme Datensätze; (c) Unterlage der Gemeinsamen Forschungsstelle „Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation“ (Definition von Eingabedaten zur Bewertung der THG-Standardemissionen von Biokraftstoffen in den EU-Rechtsvorschriften); (d) „JEC Well-to-Wheels report“ (11) („Well-to-Wheels“-Bericht des JEC); (e) ECOINVENT-Datenbank, Version 3.5 oder eine neuere Fassung, oder vergleichbare kommerzielle Datenbanken; (f) offizielle Quellen wie der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen (IPCC), die Internationale Energieagentur (IEA) oder Regierungen; (g) andere überprüfte Quellen oder Veröffentlichungen, die einer Peer-Review unterzogen wurden. Haben sie zu keiner der Datenbanken gemäß Buchstabe e Zugang, können sich die Betreiber auf die Buchstaben f oder g stützen. Die Lebenszyklus-Emissionsfaktoren spiegeln die mit der Lieferung dieser Inputs bis zum Zeitpunkt der Nutzung durch die Tätigkeit verbundenen Emissionen wider. Erforderlichenfalls sind die aus diesen Quellen entnommenen Emissionsfaktoren so anzupassen, dass jeglicher im Input-Material selbst enthaltene Kohlenstoff ausgeschlossen wird. Wird dieser Kohlenstoff infolge von Prozessen im Zusammenhang mit der Tätigkeit oxidiert und emittiert, so wird dies direkt als Emissionsquelle gezählt. Die Verwendung von Daten aus unterschiedlichen Quellen kann zu geringfügigen Unstimmigkeiten im Umfang der Berechnung des Lebenszyklus führen, der auf verschiedene Inputs angewandt wird. Die Betreiber sind nicht verpflichtet, Daten aus diesen Quellen neu zu berechnen, um eine vollständige Kohärenz des Lebenszyklusumfangs über die verwendeten Inputdaten hinweg zu erreichen. Die Zertifizierungssysteme können Listen konservativer Standardemissionsfaktoren bereitstellen. Dazu können Emissionsfaktoren gehören, die in Quellen in der obigen hierarchischen Liste verfügbar sind. Besteht Unsicherheit hinsichtlich der besten Schätzung dieser Werte oder ist bei diesen Werten mit einer gewissen Variabilität zu rechnen, so sind diese Standardemissionsfaktoren konservativ festzulegen, d. h., sie müssen so festgelegt werden, dass die Verwendung dieser Standardemissionsfaktoren wahrscheinlich zu einer geringfügigen Unterschätzung der tatsächlichen Netto-CO2-Entnahmen führt. Wird eine Standardabweichung für einen Wert angegeben, so entspricht der Standardwert dem Mittelwert zuzüglich einer Standardabweichung. Wird für einen Wert ein Vertrauensbereich von 95 % angegeben, so ist der Standardwert in der Mitte zwischen dem Mittelwert und der Vertrauensgrenze von 95 % festzulegen. Diese Anpassungen werden stets so vorgenommen, dass der geschätzte Nettonutzen der CO2-Entnahme für eine Tätigkeit verringert wird. Standardemissionsfaktoren sind bei der in Abschnitt 2.3.6 beschriebenen Berechnung so zu behandeln, als seien sie mit keiner Unsicherheit verbunden. 2.3.4.5. Verkehr Emissionen aus dem Verkehr, ob aus CO2 oder Schüttgut, können entweder auf der Grundlage der Bewertung des Brennstoffverbrauchs und der daraus resultierenden Emissionen im Zusammenhang mit den verwendeten spezifischen Fahrzeugen und Strecken oder auf der Grundlage konservativer Standardfaktoren des Zertifizierungssystems berechnet werden. Zertifizierungssysteme können zusätzliche konservative Standardemissionsfaktoren für bestimmte Formen des CO2-Transports vorsehen, sofern die Grundlage für diese Werte klar dokumentiert wird und die Werte nachweislich konservativ sind. Werden keine Standardwerte verwendet, können die Betreiber die Emissionen schätzen, indem sie entweder den tatsächlichen Brennstoffverbrauch der Fahrzeuge oder anderer genutzter Infrastruktur erfassen oder indem sie das Produkt aus den durchschnittlichen mit dem Betrieb des betreffenden Fahrzeugs oder der betreffenden Infrastruktur verbundenen THG-Emissionen (in g CO2-Äq/km) und der zurückgelegten Strecke berechnen. Die THG-Emissionsfaktoren für verbrauchte Brennstoffe werden auf Lebenszyklusbasis (d. h. einschließlich vorgelagerter Emissionen) gemäß Abschnitt 2.3.4.4 festgelegt. Die THG-Emissionsfaktoren für Fahrzeuge, die CO2 transportieren, berücksichtigen die Masse der CO2-Rückhaltevorrichtung und die Energieausgaben für die Kompression und Verflüssigung des CO2 und dessen Erhaltung in diesem Zustand. Die Betreiber berücksichtigen die Emissionen im Zusammenhang mit der Rückfahrt von Fahrzeugen, die für den Transport von CO2 oder Schüttgut verwendet werden und sehen diese als Leerfahrten an, es sei denn, sie weisen nach, dass die Rückfahrt für die Erbringung eines anderen Transportdienstes verwendet wird. In diesem Fall können die der Tätigkeit zugeordneten Emissionen aus der Rückfahrt für diese Fahrten den Wert 0 annehmen. 2.3.5. Kapitalgüteremissionen Erfordern die Quantifizierungsregeln die Berücksichtigung der mit einer oder mehreren Anlagen verbundenen Kapitalgüteremissionen, so gilt Folgendes: (a) Wurde eine Anlage erstmals in Betrieb genommen oder wurde sie in den 15 Jahren vor dem Zertifizierungsdatum der Tätigkeit erweitert oder umgerüstet oder wird sie innerhalb des Tätigkeitszeitraums erweitert oder umgerüstet, so sind die mit diesem Bau, dieser Erweiterung oder dieser Umrüstung verbundenen Kapitalgüteremissionen zu berücksichtigen; (b) bei jeder anderen Anlage nehmen die Kapitalgüteremissionen den Wert 0 an; (c) für die Summe aller Kapitalgüteremissionen in allen relevanten Anlagen wird eine Wesentlichkeitsbewertung durchgeführt. Kommt die Zertifizierungsstelle auf der Grundlage dieser Bewertung zu dem Schluss, dass die Kapitalgüteremissionen wesentlich sein können, werden die Kapitalgüteremissionen bewertet; (d) alle Kapitalgüteremissionen im Zusammenhang mit Ausrüstung zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen, bei denen es sich nicht um Biomasse handelt, werden bei der Berechnung nicht berücksichtigt; (e) die Kapitalgüteremissionen werden nur für den Teil der Anlagen oder Ausrüstungen bewertet, der für die Durchführung der Tätigkeit unmittelbar erforderlich ist (d. h. insbesondere für die CO2-Abscheidung und nicht nur für die zugrunde liegende Tätigkeit, aus der CO2 abgeschieden wird). Wenn die Kapitalgüteremissionen bewertet werden sollen, werden die Gesamtkapitalgüteremissionen für jede Anlage berechnet, indem eine Bestandsaufnahme der genutzten Baumaterialien sowie des Brennstoffs und der Energie, der bzw. die für den Bau der Anlage genutzt wurde, vorgenommen und die damit verbundenen Emissionen addiert werden. Bei den Emissionsfaktoren, die bei der Bewertung der Kapitalgüteremissionen angewendet werden, ist der gesamte Lebenszyklus der verwendeten Materialien und Energie zu berücksichtigen. Die berechneten Kapitalgüteremissionen jeder Anlage werden über fünfzehn oder zwanzig Jahre abgeschrieben. In Fällen, in denen nicht das gesamte von der Anlage abgewickelte CO2 mit der gemäß der Verordnung (EU) 2024/3012 zertifizierten Tätigkeit im Zusammenhang steht (z. B. wenn ein Teil des CO2 zur Nutzung weitergeleitet wird), wird der Tätigkeit ein proportionaler Anteil der Kapitalgüteremissionen zugewiesen. Für den Fall, dass eine Anlage gleiche oder niedrigere Materialanforderungen für den Bau hat als eine zuvor errichtete Anlage desselben Typs, können die Betreiber die Kapitalgüteremission dieser früheren Anlage für die Schätzung der Kapitalgüteremissionen der neuen Anlage heranziehen. Die Zertifizierungssysteme können als Alternative zur Durchführung einer tätigkeitsspezifischen Wesentlichkeitsbewertung oder einer vollständigen Berechnung konservative Kapitalgüteremissionsfaktoren für bestimmte Tätigkeitsarten, Tätigkeitsstufen oder Anlagengrößen vorsehen. Solche konservativen Werte werden so festgelegt, dass nach vernünftigem Ermessen davon ausgegangen werden kann, dass sie in mindestens 95 % der Fälle über den tatsächlichen Kapitalgüteremissionen der betreffenden Anlage liegen. Wird eine Standardoption vorgelegt, so muss das Zertifizierungssystem die Grundlage für die Einstufung der angegebenen Werte klar als konservativ dokumentieren. Diese abgeschriebenen Emissionen werden (abhängig vom gewählten Abschreibungszeitraum) bis zum fünfzehnten oder bis zum zwanzigsten Jahr nach dem Jahr, in dem die Anlage in Betrieb genommen oder gegebenenfalls erweitert oder umgerüstet wurde, zu den mit der Tätigkeit verbundenen THG-Emissionen für jedes Jahr anhand der Gleichung [73] hinzugerechnet. [73] Beschreibt T den Abschreibungszeitraum von 15 oder 20 Jahren, ist Qactivity die Nutzung der Anlagegüter durch die Tätigkeit in einer relevanten Einheit, Qtotal die erwartete durchschnittliche jährliche Gesamtnutzung der Anlagegüter während ihrer Betriebsdauer in derselben Einheit (d. h. , wenn die Güter nur für die Tätigkeit genutzt werden) und, je nach Prozessschritt bei der CO2-Entnahmetätigkeit, wird GHGcombustion wie in Gleichung [39] oder [51], GHGelec wie in Gleichung [13], [22], [40] oder [52], GHGheat wie in Gleichung [14], [23], [41] oder [53] und GHGmaterials gemäß Gleichung [74] berechnet. [74] Dabei gilt: Qmaterials = Menge der für den Bau der Anlage verwendeten Materialien, ausgedrückt in t; EFmaterials = Emissionsfaktor für die verbrauchten Materialien, ausgedrückt in t CO2/t Material, festgelegt gemäß Abschnitt 2.3.4.4. 2.3.6. Gemessene Daten und Unsicherheiten Messungen, einschließlich Messungen der CO2-Ströme, sind in einer Weise durchzuführen, die den Anforderungen des Artikels 42 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 entspricht. Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien für bestimmte Arten von Messungen vorsehen. Werden gemessene, geschätzte oder Standarddaten als Grundlage für die Berechnung von Quellen oder Senken verwendet, so bewertet der Betreiber die Unsicherheit, die bei der Berechnung der Netto-CO2-Entnahmen entsteht. Die Betreiber halten sich an die Grundsätze für die Kombination von Unsicherheiten, die in Kapitel 6, „Quantifying Uncertainties in Practice“ (Quantifizierung von Unsicherheiten in der Praxis), Abschnitt 3 des IPCC-Dokuments „Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories“ (12) (Leitfaden für die gute Praxis und den Umgang mit Unsicherheitsfaktoren nationaler Treibhausgasinventare) festgelegt sind. Die Unsicherheit ist auf der Grundlage des 95 %-Vertrauensbereichs zu ermitteln. Liegt die geschätzte Gesamtunsicherheit unter ± 2,5 %, darf keine Anpassung vorgenommen werden (d. h. FC = 1). Andernfalls wird der Konservativitätsfaktor FC auf 100 % abzüglich der geschätzten Gesamtunsicherheit festgesetzt. Liegt die geschätzte Gesamtunsicherheit bei mehr als ± 20 %, dürfen für diesen Zertifizierungszeitraum keine Einheiten vergeben werden. Zertifizierungssysteme können detailliertere Anweisungen für die Berechnung der Unsicherheit für bestimmte Tätigkeitsarten bereitstellen. 2.3.7. Bestätigung des Ursprungs des CO 2 -Stroms Bei CO2-Entnahmetätigkeiten mit CO2-Abscheidung und dauerhafter CO2-Speicherung gewähren die Betreiber, wenn die Anlage, in der das CO2 abgeschieden wird, nicht der Überwachung der biogenen CO2-Menge im Rahmen des EHS unterliegt, auf Anfrage Vertretern von Zertifizierungsstellen, Zertifizierungssystemen oder zuständigen nationalen Behörden unverzüglich Zugang, um unangekündigte stichprobenartige 14C-Tests des CO2-Stroms aus der Anlage vor dem Verlassen der Anlage (und gegebenenfalls vor der Mischung mit einem getrennt abgeschiedenen fossilen CO2-Strom) zu ermöglichen, um dessen atmosphärischen oder biogenen Ursprung zu prüfen. Kann der atmosphärische oder biogene Ursprung nicht bestätigt werden, dürfen für den entsprechenden Zertifizierungszeitraum keine Einheiten vergeben werden, und das Zertifizierungssystem muss prüfen, ob weitere Maßnahmen erforderlich sind. 3. CO2-SPEICHERUNG UND HAFTUNG 3.1. DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten Das durch die Tätigkeit abgeschiedene CO2 wird in einer gemäß der Richtlinie 2009/31/EG zugelassenen operativen geologischen Speicherstätte injiziert, und die Betreiber von Speicherstätten, die für DACCS- und BioCCS-Tätigkeiten genutzt werden, haften für jede Freisetzung von CO2 aus der dauerhaften geologischen Speicherung gemäß den Bestimmungen des Artikels 16 der Richtlinie 2009/31/EG. 3.2. BCR-Tätigkeiten Das H/Corg-Verhältnis jeder Biokohle-Charge muss gemessen werden. Für Biokohle-Chargen, bei denen ein H/Corg-Verhältnis von mehr als 0,7 gemessen wird, dürfen keine CO2-Entnahmeeinheiten vergeben werden. Die Verwendung von erzeugter Biokohle wird bis zu dem Zeitpunkt überwacht, zu dem sie in den Boden eingebracht oder einem Produkt zugesetzt wird, und CO2-Entnahmeeinheiten werden in Bezug auf die Menge der eingebrachten oder zugesetzten Biokohle vergeben. Biokohle aus zertifizierten Tätigkeiten wird in der Lieferkette bis zu dem Zeitpunkt der Einbringung oder des Zusetzens von Biokohle aus nicht zertifizierten Tätigkeiten getrennt. Zertifizierte und nicht zertifizierte Biokohle kann zu diesem Zeitpunkt gemischt und anschließend für die Einbringung oder das Zusetzen genutzt werden. Wird Biokohle aus mehreren Produktionschargen, die im Rahmen zertifizierter Tätigkeiten erzeugt wurden, vor der Einbringung oder dem Zusetzen gemischt, so ist sie gut zu vermischen, und das Mischmaterial ist so zu behandeln, als bestünde es aus Anteilen der ursprünglichen Chargen, die dem Verhältnis der ursprünglich gemischten Mengen entsprechen. Für jede Produktionscharge ist eine getrennte Lieferung vorgeschrieben, es sei denn, es kann nachgewiesen werden, dass die Produktionschargen gut gemischt sind. Entlang der Produktkette muss insbesondere sichergestellt werden, dass Biokohle nur in einer Weise verwendet wird, die ihrer Erzeugung und ihren Eigenschaften angemessen ist. Wird Biokohle in Böden eingebracht und wird diese Einbringung nicht direkt von einem Vertreter einer Zertifizierungsstelle überwacht, so gewähren die Betreiber den Zertifizierungssystemen, Zertifizierungsstellen oder einschlägigen zuständigen nationalen Behörden während des Überwachungszeitraums auf Antrag Zugang zum Ort der Einbringung, damit der Boden auf die Einbringung von Biokohle getestet werden kann. Nach diesem Punkt ist die Einbringung der Biokohle als nachgewiesen zu behandeln. Nach Ablauf des Überwachungszeitraums unterliegen die Betreiber keinen weiteren Überwachungsanforderungen, da das Risiko einer Wiederfreisetzung durch die Bewertung des dauerhaften Anteils der Biokohle erfasst ist und es praktisch nicht möglich ist, Wiederfreisetzungen nach dem Zeitpunkt der Einbringung oder des Zusetzens direkt zu identifizieren. 4. NACHHALTIGKEIT 4.1. Mindestanforderungen an die Nachhaltigkeit 4.1.1. Eindämmung des Klimawandels Die in Abschnitt 1.1 aufgeführten Förderkriterien verhindern die Zertifizierung von Tätigkeiten, die dem Ziel der Eindämmung des Klimawandels erheblich schaden. 4.1.2. Anpassung an den Klimawandel Die Betreiber müssen die Kriterien für die Anpassung an den Klimawandel gemäß Anhang 1 Anlage A der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 der Kommission (13) erfüllen. 4.1.3. Nachhaltige Nutzung und Schutz von Wasser- und Meeresressourcen Die Betreiber bewerten und behandeln alle potenziellen Risiken, die sich aus der Tätigkeit für den guten Zustand oder das gute ökologische Potenzial von Gewässern, einschließlich Oberflächengewässern und Grundwasser, oder für den guten Umweltzustand von Meeresgewässern ergeben. Können Schadstoffe, die bei der Reinigung von Abgasen zur Verringerung der Luftverschmutzung zurückbleiben, in einem Wasserkörper freigesetzt werden, so sind bei der Bewertung der Auswirkungen auf die Wasserqualität der Nutzen im Hinblick auf die Verringerung der Luftverschmutzung und die Verfügbarkeit alternativer Einleitungsstrategien zu berücksichtigen. 4.1.4. Übergang zur Kreislaufwirtschaft, einschließlich der effizienten Verwendung von biobasierten Materialien aus nachhaltigen Quellen Die Betreiber bewerten potenzielle Risiken für die Ziele der Kreislaufwirtschaft, die sich aus der Tätigkeit ergeben, indem sie die Arten potenzieller erheblicher Beeinträchtigungen gemäß Artikel 17 Absatz 1 Buchstabe d der Verordnung (EU) 2020/852 des Europäischen Parlaments und des Rates (14) berücksichtigen. Die Betreiber müssen die Anforderungen der Abschnitte 4.2 und 4.3 erfüllen. 4.1.5. Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung Die Betreiber bewerten alle potenziellen Risiken im Zusammenhang mit einem erheblichen Anstieg der Schadstoffemissionen in Luft, Wasser oder Boden, die durch die Tätigkeit entstehen, und befassen sich mit diesen. Fallen Anlagen in den Anwendungsbereich der Richtlinie 2010/75/EU des Europäischen Parlaments und des Rates (15), müssen sie alle Anforderungen erfüllen, die sich aus der genannten Richtlinie ergeben. 4.1.5.1. BCR Betreiber von BCR-Tätigkeiten, im Rahmen derer Biokohle in land-, forstwirtschaftliche oder städtische Böden eingebracht wird, weisen nach, dass (a) die Biokohle die Grenzwerte für Schwermetalle und organische Schadstoffe gemäß Abschnitt 4.4.1 einhält; (b) die Biokohle alle Anforderungen der Verordnung (EU) 2019/1009 an durch Pyrolyse oder Vergasung gewonnene Materialien einhält, einschließlich der Beschränkungen für zulässige Inputmaterialien. 4.1.6. Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme, einschließlich der Bodengesundheit, sowie Vermeidung von Bodendegradation Die Betreiber bewerten alle potenziellen Risiken der Tätigkeit für den guten Zustand oder die Widerstandsfähigkeit von Ökosystemen oder für den Erhaltungszustand von Lebensräumen und Arten, einschließlich solcher von Unionsinteresse, oder für die Erfüllung der Ziele oder Verpflichtungen, die in den gemäß der Verordnung (EU) 2024/1991 des Europäischen Parlaments und des Rates (16) erstellten nationalen Wiederherstellungsplänen festgelegt sind, und befassen sich mit diesen. 4.1.6.1. BCR Betreiber von Tätigkeiten, bei denen Biokohle in landwirtschaftliche Böden und in Waldböden eingebracht wird, weisen nach, dass die lokalen Gegebenheiten berücksichtigt wurden und dass vernünftigerweise davon auszugehen ist, dass keine allgemeinen negativen Auswirkungen auf die Biomasseproduktion, die Standortbedingungen oder die Bodengesundheit und keine signifikante Verringerung der Speicherung von anderem organischen Kohlenstoff im Boden durch positive Priming-Effekte der Einbringung von Biokohle zu erwarten sind. Hält die Zertifizierungsstelle einen erheblichen Verlust an anderem organischen Kohlenstoff im Boden oder schädliche Auswirkungen auf die Produktivität der Landwirtschaft, die biologische Vielfalt, die Ökosysteme, die die Biokohle aufnehmen, und die flussabwärts im Wassereinzugsgebiet gelegenen Ökosysteme, die Bodengesundheit oder andere Umweltaspekte für wahrscheinlich, so werden für diese eingebrachte Menge keine CO2-Entnahmeeinheiten vergeben. Die Zertifizierungssysteme können zusätzliche Leitlinien für bewährte Verfahren oder Leitlinien für die Überwachung der Bodengesundheit bei der Einbringung von Biokohle in Böden bereitstellen. Um die Wissenschaft voranzubringen und kollektive Fortschritte im Bereich der CO2-Entnahme mittels Biokohle zu erleichtern, tauschen die Betreiber auf Anfrage der Zertifizierungssysteme, der zuständigen nationalen Behörden oder der Europäischen Kommission einschlägige Daten und Informationen aus, die nicht wirtschaftlich sensibel sind, ohne dass dadurch ein unnötiger Verwaltungsaufwand für die Landwirte entsteht. Die Zertifizierungssysteme ermöglichen den Wissensaustausch zwischen Betreibern, indem sie Plattformen bereitstellen, die die Verbreitung von Daten ermöglichen, die im Rahmen von Überwachungstätigkeiten der Betreiber nach der Einbringung gesammelt werden. 4.2. Nachhaltigkeit von Biomasse (a) Jegliche Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, die zur Erzeugung des durch die Tätigkeit abgeschiedenen CO2 oder als Ausgangsstoff für die Erzeugung von Biokohle verwendet wird bzw. werden, sowie jegliche zusätzliche Biomasse, Biokraftstoffe, flüssigen Biobrennstoffe oder Biomasse-Brennstoffe, die zur Energieerzeugung für die Tätigkeit verbraucht wird bzw. werden, müssen die folgenden Anforderungen erfüllen: (i) Sind in Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 Anforderungen festgelegt, die erfüllt werden müssen, damit Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe für die in Artikel 29 Absatz 1 Buchstaben a, b und c de