Delegierte Verordnung (EU) 2025/2359 der Kommission vom 8. Juli 2025 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung einer Methode zur Bewertung der Einsparungen an Treibhausgasemissionen durch kohlenstoffarme Brennstoffe

Durchsuchbarer Text in vereinfachter Darstellung. Tabellen, Abbildungen und verbindliche Gestaltung bitte anhand der Originaldateien prüfen.

tensität der Erzeugung fossiler Einsatzstoffe mit elastischem Angebot wird für in der Union erzeugte Einsatzstoffe auf der Grundlage der von den Erzeugern in der Union gemäß Artikel 12 der Verordnung (EU) 2024/1787 des Europäischen Parlaments und des Rates (8) gemeldeten Methanemissionen berechnet und für Einsatzstoffe, die in die Union eingeführt oder für die Herstellung kohlenstoffarmer Brennstoffe außerhalb der Union verwendet werden, auf der Grundlage der von den Importeuren gemäß Artikel 28 Absätze 1, 2 und 5 der Verordnung (EU) 2024/1787 vorgelegten Informationen über die Methanemissionen (9). c) Die Methanintensität des Transports fossiler Einsatzstoffe mit elastischem Angebot wird für in der Union erzeugte Einsatzstoffe auf der Grundlage der von Erzeugern und Anlagenbetreibern in der Union gemäß Artikel 12 der Verordnung (EU) 2024/1787 gemeldeten Methanemissionen berechnet und für Einsatzstoffe, die in die Union eingeführt oder für kohlenstoffarme Brennstoffe außerhalb der Union verwendet werden, auf der Grundlage der Werte zur Schätzung der Methanemissionen im Zusammenhang mit dem Transport von Rohöl, Erdgas und Kohle aus Drittländern, die gemäß Artikel 30 Nummer 2 Buchstabe d Ziffer ii der Verordnung (EU) 2024/1787 in der Methan-Transparenzdatenbank veröffentlicht werden, ergänzt durch einschlägige Informationen zu den Methanemissionen, die von Anlagenbetreibern gemäß Artikel 12 der Verordnung (EU) 2024/1787 und von Importeuren gemäß Artikel 27 Absatz 1, Artikel 28 Absätze 1, 2 und 5 sowie Anhang IX der Verordnung (EU) 2024/1787 vorgelegt werden. Kann die Methanintensität jedoch aufgrund mangelnder Daten nicht berechnet werden oder erhöht der Einsatzstoff nicht den Heizwert des kohlenstoffarmen Brennstoffs, kann die Methanintensität der fossilen Einsatzstoffe mit elastischem Angebot als relevanter Wert für die vorgelagerten Methanemissionen je Einheit der in Teil B dieses Anhangs aufgeführten Brennstoffe herangezogen werden. 8. Der Lieferant eines Einsatzstoffes mit elastischem Angebot, dessen Werte nicht aus Teil B dieses Anhangs entnommen werden, berechnet die Emissionsintensität (10) des Einsatzstoffes nach den in diesem Anhang beschriebenen Verfahren und leitet den Wert an den nächsten Erzeugungsschritt oder an den Enderzeuger des Brennstoffs weiter. Dies gilt auch für die Lieferanten von Einsatzstoffen aus weiter vorgelagerten Teilen der Lieferkette. 9. Emissionen aus Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot (e i rigid) umfassen die Emissionen, die sich durch die Änderung der Nutzung dieser Einsatzstoffe gegenüber einer früheren oder alternativen Nutzung ergeben. Bei diesen Emissionen werden die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder Erzeugnissen, die zuvor mithilfe des Einsatzstoffes erzeugt wurden, sowie alle Emissionen infolge einer zusätzlichen Behandlung des Einsatzstoffes und des Transports berücksichtigt. Dabei gelten folgende Regeln: a) Emissionen, die der Versorgung mit Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot zugeordnet werden, werden ermittelt, indem die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder sonstigen Erzeugnissen mit dem entsprechenden Emissionsfaktor multipliziert wird. Bei entgangener Stromerzeugung sind die Emissionsfaktoren für die Netzstromerzeugung in dem Land zu berücksichtigen, in dem die Nutzungsänderung stattgefunden hat, und nach der Methode gemäß den Nummern 5 oder 6 zu ermitteln (11). Bei einer Änderung der Nutzung von Material werden die dem Ersatzmaterial zuzuordnenden Emissionen wie für Materialeinsatzstoffe berechnet. In den ersten 20 Jahren nach Beginn der Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe wird die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme und Material auf der Grundlage der durchschnittlichen Menge an Strom und Wärme bestimmt, die in den letzten drei Jahren vor dem Beginn der Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe mithilfe des Einsatzstoffes mit unelastischem Angebot erzeugt wurde. Nach einer Erzeugungszeit von 20 Jahren wird die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder anderen Erzeugnissen auf der Grundlage der Mindestvorgaben für die Energieeffizienz bestimmt, die in den einschlägigen Schlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Technologien (BVT) enthalten sind. Ist das Verfahren nicht Gegenstand einer BVT-Schlussfolgerung, so muss die Schätzung der Erzeugungsverluste auf einem vergleichbaren Verfahren auf der Grundlage des neuesten Stands der Technik beruhen. b) Bei Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot, bei denen es sich um Zwischenströme in Industrieverfahren handelt, wie Kokereigas, Hochofengas in einem Stahlwerk oder Raffineriegas in einer Ölraffinerie, werden die durch die Nutzungsänderung von Einsatzstoffen bedingten Emissionen anhand von Simulationen des Anlagenbetriebs vor und nach der Änderung bestimmt, wenn die Auswirkungen der Nutzungsänderung zugunsten der Brennstofferzeugung nicht direkt gemessen werden können. Hat die Änderung der Anlage bei einigen Erzeugnissen zu einer Verringerung des Outputs geführt, so umfassen die Emissionen, die dem Einsatzstoff mit unelastischem Angebot zugeordnet werden, auch die Emissionen, die sich durch den Ersatz der entgangenen Erzeugung ergeben. c) Werden bei dem Verfahren Einsatzstoffe mit unelastischem Angebot aus neuen Anlagen verwendet, so sind die Auswirkungen der Nutzungsänderung des Einsatzstoffes gegenüber der wirtschaftlichsten alternativen Nutzung zu berücksichtigen. Anschließend werden die Auswirkungen auf die Emissionen anhand der in den einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen enthaltenen Mindestvorgaben für die Energieeffizienz berechnet. Bei Industrieverfahren, die nicht Gegenstand von BVT-Schlussfolgerungen sind, werden die eingesparten Emissionen nach einem vergleichbaren Verfahren auf der Grundlage des neuesten Stands der Technik berechnet. 10. Die Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung (e ex-use) umfassen alle Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung des Einsatzstoffes, die vermieden werden, wenn der Einsatzstoff für die Brennstofferzeugung verwendet wird. Diese Emissionen umfassen auch das CO2-Äquivalent des in der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs enthaltenen Kohlenstoffs, der andernfalls in die Atmosphäre emittiert worden wäre. Dies schließt alle Formen von Kohlenstoff ein, sofern mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist: a) Das CO2 wurde bei einer in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (12) aufgeführten Tätigkeit oder bei der Verbrennung von Siedlungsabfällen abgeschieden und in einem vorgelagerten Schritt in einem wirksamen CO2-Bepreisungssystem berücksichtigt, und es geht vor dem 1. Januar 2036 in die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs ein. Stammt das CO2 nicht aus der Verbrennung von Brennstoffen zur Stromerzeugung, endet dieser Zeitraum erst am 1. Januar 2041; b) das CO2 wurde aus der Luft abgeschieden; c) das abgeschiedene CO2 oder Kohlenmonoxid stammt von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen oder Biomasse-Brennstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien und Kriterien für Treibhausgaseinsparungen nach Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen; d) das abgeschiedene CO2 oder Kohlenmonoxid stammt von erneuerbaren Brennstoffen nicht biogenen Ursprungs oder kohlenstoffarmen Brennstoffen, die die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß Artikel 29a der Richtlinie (EU) 2018/2001 und der vorliegenden Verordnung erfüllen; e) das abgeschiedene CO2 stammt aus einer geologischen CO2-Quelle und das CO2 wurde zuvor auf natürliche Weise freigesetzt; f) der Kohlenstoff stammt aus Einsatzstoffen, die als Energiequelle für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe gelten. Ausgenommen ist abgeschiedenes CO2 aus einem Brennstoff, der gezielt ausschließlich zum Zweck der Erzeugung von CO2 verbrannt wird, ohne dass die dabei entstehende Energie genutzt wird, sowie CO2, für dessen Abscheidung nach anderen Rechtsvorschriften eine Emissionsgutschrift gewährt wurde. Emissionen im Zusammenhang mit bei der CO2-Abscheidung genutzten Einsatzstoffen wie Strom, Wärme und Verbrauchsmaterialien werden bei der Berechnung der den Einsatzstoffen zugeordneten Emissionen ebenfalls berücksichtigt. 11. Die unter Nummer 10 Buchstabe a genannten Zeitpunkte unterliegen der Überprüfung, wobei die Umsetzung des gemäß Artikel 4 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates (13) festgelegten unionsweiten Klimaziels für 2040 in den unter die Richtlinie 2003/87/EG fallenden Sektoren berücksichtigt wird. 12. Die Emissionen aus der Verarbeitung (e p) umfassen direkte atmosphärische Emissionen aus der Verarbeitung selbst, aus der Abfallbehandlung und aus Leckagen sowie a) alle fossilen CO2-Ströme, die die Verarbeitungsanlage verlassen, in der Anlage zur CO2-Abscheidung abgeschieden und unter e ccs oder e ccu berücksichtigt werden, und b) das gesamte fossile CO2, das am Ende der Lebensdauer der Nebenerzeugnisse in die Atmosphäre freigesetzt wird, berechnet auf stöchiometrischer Basis für den in der chemischen Zusammensetzung aller Nebenerzeugnisse enthaltenen Kohlenstoff, es sei denn, der Anlagenbetreiber weist nach, dass dieses CO2 abgeschieden und dauerhaft gespeichert oder in langlebigen Erzeugnissen gemäß der Verordnung (EU) 2024/2620 der Kommission (14) dauerhaft chemisch gebunden wird. Fester Kohlenstoff, der in Nebenerzeugnissen enthalten ist, weil er in langlebigen Erzeugnissen gemäß der Delegierten Verordnung (EU) 2024/2620 dauerhaft chemisch gebunden ist, oder fester Kohlenstoff, der im Einklang mit den einschlägigen Anforderungen zur Gewährleistung der dauerhaften Speicherung gemäß der nach Artikel 8 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2024/3012 des Europäischen Parlaments und des Rates (15) angenommenen Methode gespeichert wird, gilt nicht als emittiert. 13. Die Emissionen aus der Verbrennung des Brennstoffs (e u) sind die gesamten Emissionen aus der Verbrennung des Brennstoffs bei der Nutzung, einschließlich der Emissionen aus der Verbrennung von Kohlenstoff biologischen Ursprungs. 14. Die bei den Emissionsberechnungen berücksichtigten Treibhausgase und ihre CO2-Äquivalente müssen den Angaben in Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 entsprechen. 15. Entstehen bei einem Verfahren mehrere Nebenerzeugnisse wie Brennstoffe oder Chemikalien sowie energetische Nebenerzeugnisse wie Wärme, Strom oder mechanische Energie, die aus der Anlage ausgeführt werden, werden diesen Nebenerzeugnissen wie folgt Treibhausgasemissionen zugeordnet: a) Die Zuordnung erfolgt am Ende des Verfahrens, in dem die Nebenerzeugnisse entstehen. Die zugeordneten Emissionen umfassen die Emissionen aus dem Verfahren selbst sowie die Emissionen, die den Einsatzstoffen des Verfahrens zugeordnet werden. b) Die zuzuordnenden Emissionen betragen e i zuzüglich etwaiger Anteile von e p , e td und e ccs , die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt entstehen, bei dem die Nebenerzeugnisse erzeugt werden. Ist ein Einsatzstoff in einem Verfahren selbst ein Nebenerzeugnis eines anderen Verfahrens, werden bei der Ermittlung der Emissionen, die dem Einsatzstoff zuzuordnen sind, die Emissionen zunächst für das andere Verfahren ermittelt. Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung (e ex-use ) dürfen nur Nebenerzeugnissen zugeordnet werden, die als erneuerbare Brenn-bzw. Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs oder als kohlenstoffarme Brennstoffe gelten. c) Wird in einer Anlage innerhalb der Projektgrenzen nur eines der Nebenerzeugnisse des Projekts behandelt, so werden die Emissionen dieser Anlage vollständig diesem Nebenerzeugnis zugeordnet. d) Ist es in einem Verfahren möglich, das Verhältnis der Nebenerzeugnisse zu ändern, so erfolgt die Zuordnung auf der Grundlage physischer Erwägungen, wobei die Auswirkungen einer Erhöhung des Outputs an nur einem Nebenerzeugnis bei einem ansonsten konstant bleibenden Output auf die Emissionen des Verfahrens ermittelt werden. e) Ist das Verhältnis der Erzeugnisse unveränderlich und handelt es sich bei den Nebenerzeugnissen ausschließlich um Brennstoffe, Strom oder Wärme, richtet sich die Zuordnung nach dem Energiegehalt. Erfolgt die Zuordnung für die ausgeführte Wärme auf der Grundlage des Energiegehalts, so wird nur der nutzbare Teil der Wärme gemäß Anhang V Teil C Nummer 16 der Richtlinie (EU) 2018/2001 berücksichtigt. f) Ist das Verhältnis der Erzeugnisse unveränderlich und handelt es sich bei einigen der Nebenerzeugnisse um Materialien ohne Energiegehalt, richtet sich die Zuordnung nach dem wirtschaftlichen Wert der Nebenerzeugnisse. Der zugrunde gelegte wirtschaftliche Wert ist der durchschnittliche Erzeugerpreis der Erzeugnisse in den letzten drei Jahren. Liegen diese Daten nicht vor, so wird der Wert anhand der Rohstoffpreise abzüglich der Transport- und Lagerkosten geschätzt. 16. Die Emissionen aus Transport und Verteilung (e td) umfassen die Emissionen aus der Lagerung und Verteilung der fertigen Brennstoffe. Emissionen e i , die den Einsatzstoffen zugeordnet werden, umfassen auch die Emissionen aus Transport und Lagerung der Einsatzstoffe. 17. Entstehen bei einem Verfahren zur Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe CO2-Emissionen, die dauerhaft in einer geologischen Speicherstätte gespeichert werden, so kann dieser Kohlenstoff (ausgedrückt als CO2-Äq) bei den Erzeugnissen des Verfahrens als Emissionsreduktion unter e ccs (in g CO2-Äq/MJ Brennstoff) gutgeschrieben werden. Unter e ccs werden die Abscheidungsrate von CO2 aus der Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe und alle Emissionen aus den CO2-Abscheidungstätigkeiten, aus dem Transport des CO2 sowie die Emissionen aus der Einspeicherung in die Stätte für die dauerhafte Speicherung, die unter e p angerechnet werden, wie folgt berücksichtigt: e ccs = c CO2 – e CO2-c – e CO2-t – e CO2-i Dabei gilt: c CO2 = in der CO2-Abscheidungsanlage abgeschiedenes CO2 (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-c = Emissionen im Zusammenhang mit allen Vorgängen zur CO2-Abscheidung, -Trocknung, -Verdichtung und -Verflüssigung (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-t = Emissionen aus dem Transport von CO2 mittels Pipelines, Schiffen, Schleppkähnen, Zügen oder Lkw vom Abscheidungsstandort zur Stätte für die dauerhafte Speicherung (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-i = Emissionen aus Vorgängen zur Einspeicherung von CO2 in die Stätte für die dauerhafte Speicherung (g CO2-Äq/MJ Brennstoff). Unter e ccs werden berücksichtigt: a) THG-Emissionen je MJ Brennstoff, abgeschieden in der CO2-Abscheidungsanlage (c CO2 ) zum Zweck der dauerhaften geologischen Speicherung in einer Speicherstätte, die gemäß der Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (16) oder nach geltendem nationalem Recht in Drittländern genehmigt wurde, wobei das CO2 nicht zur Steigerung der Ausbeute bei der Öl- und Gasförderung (enhanced oil and gas recovery) verwendet wird. Das geltende nationale Recht für geologische Speicherstätten muss angemessene Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungsanforderungen zur Erkennung von Leckagen vorsehen und den Speicheranlagenbetreiber verpflichten, im Einklang mit den in der Union geltenden Rechtsvorschriften für die Sanierung zu sorgen. Im Falle von Leckagen wird die entsprechende Menge an CO2-Emissionen nicht als Emissionsreduktion unter e ccs gutgeschrieben. In geologischen Speicherstätten, in denen wiederholt Leckagen auftreten, sollte keine Einspeicherung (e CO2-i) zugelassen werden; b) THG-Emissionen je MJ Brennstoff aus Vorgängen zur Abscheidung von CO2 (e CO2-c). Diese Emissionen umfassen Emissionen aus der Brennstoff-, Wärme- und Stromnutzung und aus der Nutzung der Materialeinsatzstoffe für die Abscheidung sowie aus der Nutzung aller Ersatzmaterialien (Ersatz aufgrund von Verlusten oder Abnutzung). Diese Emissionen werden gemäß Anhang IV Abschnitt 21 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission (17) berechnet; c) THG-Emissionen je MJ Brennstoff aus dem Transport von CO2 (e CO2-t) mittels Pipelines, Schiffen oder anderen Wasserfahrzeugen, Zügen oder Lkw vom Abscheidungsstandort. Die durch den Transport von CO2 verursachten THG-Emissionen werden auf der Grundlage der zurückgelegten Strecke, des Verkehrsträgertyps und der Ladung berechnet. Wird das CO2 mit zwei oder mehr verschiedenen Verkehrsträgern zum Einspeicherort transportiert, so werden die Emissionen als Summe für jeden Verkehrsträger berechnet. Die Zuordnung der Transportemissionen mehrerer Quellen erfolgt nach der Methode der massenbasierten Zuordnung. Wird über eine Pipeline CO2 zu mehreren geologischen Speicherstätten transportiert oder wird die Pipeline für mehrere Zwecke genutzt, so erfolgt die Zuordnung der Emissionen aus dem Transport des CO2 nach der Methode für die massenbasierte Zuordnung. THG-Emissionen aus dem Transport von CO2 über Pipelines werden gemäß Anhang IV Abschnitt 22 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 berechnet; d) THG-Emissionen je MJ Brennstoff aus der Einspeicherung (e CO2-i) in eine Stätte für die dauerhafte geologische Speicherung, die gemäß der Richtlinie 2009/31/EG oder nach geltendem nationalem Recht in Drittländern genehmigt wurde. Diese Emissionen umfassen alle Emissionen aus der Brennstoffverbrennung in beim CO2-Transport verwendeten ortsfesten Anlagen, einschließlich Emissionen aus Strom und Emissionen aus Brennstoffen, die beim CO2-Transport von zugehörigen Verdichteranlagen und bei anderen Verbrennungstätigkeiten, auch in Kraftwerken am Standort, eingesetzt werden. Diese Emissionen werden gemäß Anhang IV Abschnitt 23 der Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission berechnet. THG-Emissionen aus der Brennstoff-, Wärme- und Stromnutzung und der Nutzung der Materialeinsatzstoffe für die Abscheidung sowie aus Vorgängen zur Trocknung, Verdichtung und Verflüssigung werden für alle Stufen der CO2-Wertschöpfungskette von der Abscheidung bis zur Speicherung, berücksichtigt. In den Fällen, die nicht unter die vorstehend beschriebenen spezifischen Berechnungsmethoden fallen, werden die Emissionen aus Energie- und Materialeinsatzstoffen bei CCS-Vorgängen (z. B. aus der Brennstoffverbrennung, aus der Wärme- und Stromnutzung sowie aus Materialien und Chemikalien) unter analoger Anwendung des unter den Nummern 5 bis 11 dargelegten Ansatzes für Verfahrenseinsatzstoffe berechnet. Berücksichtigt werden alle Emissionen aus dem Ablassen sowie flüchtige Emissionen und andere CO2-Leckagen aus der CO2-Abscheidung, -Trocknung, -Verdichtung und -Verflüssigung, aus dem Transport von CO2 und aus Einspeichervorgängen. In Anlagen, die vor dem 11. Dezember 2025 in Betrieb genommen wurden, kann das CO2 einem Teil des Gesamtoutputs des Verfahrens zugeordnet werden, sofern die CO2-Abscheidungsrate für den Teil des integrierten Verfahrens 100 % nicht übersteigt. Bei allen anderen Anlagen müssen die Netto-Emissionseinsparungen proportional zur gesamten Brennstofferzeugung zugeordnet werden. 18. Entstehen bei einem Verfahren zur Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe CO2-Emissionen, die in einem der Erzeugnisse, die in dem gemäß Artikel 12 Absatz 3b Unterabsatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen delegierten Rechtsakt aufgeführt sind, dauerhaft chemisch gebunden sind, so wird dies den Erzeugnissen des Verfahrens als Emissionsreduktion unter e ccu (in g CO2-Äq/MJ Brennstoff) gutgeschrieben. Unter e ccu werden die Abscheidungsrate von CO2 aus der Erzeugung kohlenstoffarmer Brennstoffe und alle Emissionen aus den CO2-Abscheidungstätigkeiten, aus dem Transport des CO2 sowie die Emissionen aus dem Umwandlungs- und Nutzungsverfahren zur dauerhaften chemischen Bindung des CO2 in einem Erzeugnis wie folgt berücksichtigt: e ccu = c CO2 – e CO2-c – e CO2-t – e CO2-u Dabei gilt: c CO 2 = in der CO2-Abscheidungsanlage abgeschiedenes CO2 (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-c = Emissionen im Zusammenhang mit allen Vorgängen zur CO2-Abscheidung, -Trocknung, -Verdichtung und -Verflüssigung (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-t = Emissionen aus dem Transport von CO2 mittels Pipelines, Schiffen, Schleppkähnen, Zügen oder Lkw vom Abscheidungsstandort zum Nutzungsort (g CO2-Äq/MJ Brennstoff); e CO2-u = Emissionen aus der Nutzung von CO2 zur dauerhaften chemischen Bindung von CO2 in Erzeugnissen (g CO2-Äq/MJ Brennstoff). Emissionen gelten nur dann als in einem Erzeugnis dauerhaft chemisch gebunden, wenn das Erzeugnis in dem gemäß Artikel 12 Absatz 3b Unterabsatz 2 der Richtlinie 2003/87/EG erlassenen delegierten Rechtsakt aufgeführt ist. In Anlagen, die vor dem 11. Dezember 2025 in Betrieb genommen wurden, kann das CO2 einem Teil des Gesamtoutputs des Verfahrens zugeordnet werden, sofern die CO2-Abscheidungsrate für den Teil des integrierten Verfahrens 100 % nicht übersteigt. Bei allen anderen Anlagen müssen die Netto-Emissionseinsparungen proportional zur gesamten Brennstofferzeugung zugeordnet werden. B. „STANDARDWERTE“ FÜR THG-INTENSITÄTEN VON EINSATZSTOFFEN Die Tabellen 1 und 2 enthalten die THG-Emissionsintensitäten von anderen Einsatzstoffen als Strom: Tabelle 1 Standardmäßige Lebenszyklus-THG-Emissionen verschiedener Energieeinsatzstoffe, ausgedrückt in g Stoff/MJ des Erzeugnisses; andere Treibhausgase als CO2 werden durch Multiplikation ihrer Menge mit den entsprechenden Werten für ihr Treibhauspotenzial gemäß dem Anhang der Verordnung (EU) 2020/1044 der Kommission (18) in CO2-Äquivalent umgerechnet. Ausgenommen sind Emissionen aus der Verbrennung des Brennstoffs in der Nutzungsphase Brennstoff CO2 CH4 (19) N2O Feste fossile Brennstoffe Anthrazit 6,50 0,390 0,00026 Kokskohle 6,50 0,390 0,00026 Sonstige bituminöse Kohle 6,50 0,390 0,00026 Subbituminöse Kohle 1,70 0 0 Braunkohle 1,70 0 0 Steinkohlebriketts 5,00 0,228 0 Kokereikoks 5,00 0,228 0 Gaskoks 5,00 0,228 0 Kohlenteer 5,00 0,228 0 Braunkohlebriketts 1,70 0 0 Industriell erzeugte Gase Ortsgas 5,00 0,228 0 Kokereigas 5,00 0,228 0 Hochofengas 5,00 0,228 0 Sonstiges Konvertergas 5,00 0,228 0 Torf und Torferzeugnisse 0 0 0 Ölschiefer und bituminöse Sande 5,00 0,228 0 Rohöl und Mineralölerzeugnisse Rohöl 5,00 0,228 (CH4 _crude) 0 Flüssigerdgas 5,00 0,228 0 Raffinerieeinsatzmaterial 5,00 0,228 0 Additive und Oxygenate 5,00 0,228 0 Sonstige Kohlenwasserstoffe 5,00 0,228 0 Raffineriegas 5,00 0,228 0 Ethan 5,00 0,228 0 Verflüssigtes Erdgas 5,