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

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00 0,228 0 Motorenbenzin 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Flugbenzin 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Flugturbinenkraftstoff auf Naphtabasis 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Flugturbinenkraftstoff auf Petroleumbasis 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Sonstiges Kerosin 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Naphta 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Gasöl und Dieselöl 15,65 1,09 * CH4 _crude 0 Heizöl 0 1,01 * CH4 _crude 0 Testbenzin und Industriebrennstoffe 13,40 1,08 * CH4 _crude 0 Schmiermittel 15,65 1,09 * CH4 _crude 0 Bitumen 5,00 0,228 0 Petrolkoks 5,00 0,228 0 Paraffinwachse 5,00 0,228 0 Sonstige Mineralölerzeugnisse 5,00 0,228 0 Erdgas (ausgenommen Verflüssigung, Transport und Rückvergasung von LNG) (20) 4,90 0,190 0,00037 Abfälle Industrieabfälle (nicht erneuerbar) 0 0 0 Siedlungsabfälle (nicht erneuerbar) 0 0 0 Kernkraft Nukleare Wärme 0,50 0 0 Quelle: Interne Ausarbeitung der JRC auf der Grundlage von: — JEC v5, IPCC 2006 & 2019 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, V2Ch2, Stationary combustion — IFEU 2023 — Energy and Environmental Research Associates, LLC 2024 — UNECE 2022, Carbon Neutrality in the UNECE region: Integrated Life-cycle Assessment of Electricity Sources Tabelle 2 Standardmäßige Lebenszyklus-THG-Emissionen von Materialeinsatzstoffen Materialeinsatzstoffe Gesamtemissionen g CO2-Äq/kg Ammoniak 2 351,3 Calciumchlorid (CaCl2) 38,8 Cyclohexan 723,0 Salzsäure (HCl) 1 061,1 Schmiermittel 947,0 Magnesiumsulfat (MgSO4) 191,8 Stickstoff 56,4 Phosphorsäure (H3PO4) 3 124,7 Kaliumhydroxid (KOH) 419,1 Reines CaO für Prozesse 1 193,2 Natriumcarbonat (Na2CO3) 1 245,1 Natriumchlorid (NaCl) 13,3 Natriumhydroxid (NaOH) 529,7 Natriummethoxid (Na(CH3O)) 2 425,5 Schwefeldioxid (SO2) 53,3 Schwefelsäure (H2SO4) 217,5 Harnstoff 1 846,6 Quelle: JEC-WTW-Bericht und Berechnungen nach der Erneuerbare-Energien-Richtlinie. C. THG-EMISSIONSINTENSITÄT VON STROM Methode zur Berechnung der THG-Emissionsintensitäten von Strom Die THG-Emissionsintensität von Strom wird für einzelne Länder oder für einzelne Gebotszonen bestimmt. Die THG-Emissionsintensität von Strom kann für Gebotszonen nur dann bestimmt werden, wenn die erforderlichen Daten öffentlich zugänglich sind. Die CO2-Intensität von Strom, ausgedrückt als g CO2-Äq je MJ Strom, wird durch Berücksichtigung aller potenzieller Primärenergiequellen für die Stromerzeugung, der tatsächlichen Art der Anlage, der Umwandlungswirkungsgrade und des Eigenstromverbrauchs der Stromerzeugungsanlage berechnet. Bei der Berechnung werden alle CO2-Äquivalent-Emissionen berücksichtigt, die mit der Verbrennung und Lieferung der für die Stromerzeugung genutzten Brennstoffe verbunden sind. Die Berechnung beruht auf der Menge der einzelnen Brennstoffe, die in den Stromerzeugungsanlagen eingesetzt werden, sowie auf den Emissionsfaktoren der Brennstoffverbrennung und den Faktoren für die vorgelagerten Brennstoffemissionen (aus Erzeugung, Raffination und Transport). Andere Treibhausgase als CO2 werden durch Multiplikation ihrer Menge mit den entsprechenden Werten für ihr Treibhauspotenzial gemäß dem Anhang der Verordnung (EU) 2020/1044 in CO2-Äquivalent umgerechnet. Bei der Verbrennung biogener Brennstoffe werden die CO2-Emissionen aufgrund ihres biogenen Ursprungs nicht berücksichtigt, die Emissionen von CH4 und N2O sind jedoch anzurechnen. Für die Berechnung von THG-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung sind die IPCC-Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung in der Energiewirtschaft zu verwenden (siehe Tabelle 3). Die vorgelagerten Emissionen umfassen Emissionen aus allen Verfahren und Phasen, die erforderlich sind, um den Brennstoff für den Einsatz bei der Stromerzeugung vorzubereiten. Sie entstehen bei der Gewinnung, der Raffination und dem Transport des für die Stromerzeugung verwendeten Brennstoffs. Darüber hinaus sind alle vorgelagerten Emissionen aus dem Anbau, der Ernte, der Sammlung, der Verarbeitung und dem Transport von Biomasse zu berücksichtigen. Torf und die Bestandteile fossilen Ursprungs von Abfallmaterialien werden wie fossile Brennstoffe behandelt. Die für die Bruttostromerzeugung in reinen Stromerzeugungsanlagen verwendeten Brennstoffe werden auf der Grundlage der Stromerzeugung und des Wirkungsgrads bei der Umwandlung in Strom bestimmt. Bei Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) werden die Brennstoffe, die für die bei der KWK erzeugte Wärme verwendet werden, anhand einer alternativen Wärmeerzeugung mit einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad von 85 % berechnet, während der Rest der Stromerzeugung zugeordnet wird. Bei Kernkraftwerken wird angenommen, dass der Umwandlungswirkungsgrad aus nuklearer Wärme 33 % beträgt, oder es werden Daten von Eurostat oder einer ähnlichen, akkreditierten Quelle zugrunde gelegt. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, wie Wasserkraft, Sonnen- und Windenergie sowie Geothermie, werden keine Brennstoffe eingesetzt. Die Emissionen aus dem Bau, der Stilllegung und der Abfallentsorgung von Stromerzeugungsanlagen werden nicht berücksichtigt. Die CO2-Äquivalent-Emissionen bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen (Wind, Sonne, Wasserkraft und Geothermie) werden daher mit null angesetzt. Die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Bruttostromerzeugung umfassen die in Tabelle 1 aufgeführten vorgelagerten Emissionen und die in den Tabellen 3 und 4 aufgeführten Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung. Die vorgelagerten Emissionen der Versorgung mit dem genutzten Brennstoff werden anhand der in Tabelle 1 aufgeführten Emissionsfaktoren für vorgelagerte Emissionen berechnet. Die CO2-Intensität von Strom wird nach den folgenden Formeln berechnet: Dabei gilt: e gross_prod = CO2-Äquivalent-Emissionen [g CO2-Äq] ci-ups = Faktoren für vorgelagerte CO2-Äquivalent-Emissionen [g CO2-Äq/MJ] ci-comb = Faktoren für die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung [g CO2-Äq/MJ] gemäß den Tabellen 3 und 4, einschließlich CH4- und N2O-Emissionen, ausgedrückt als CO2-Äq/MJ. In den Fällen, in denen das CO2 in CCS-Anlagen dauerhaft gespeichert wird, müssen für den Faktor für die CO2-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung die in Tabelle 3 angegebenen Standardwerte für CO2, verringert um die CCS-Nettoauswirkungen, verwendet werden. Bi = Verbrauch von Brennstoff i für die Stromerzeugung [MJ] i = 1…k = für die Stromerzeugung genutzte Brennstoffe. Der Wert der Nettostromerzeugung hängt von der Bruttostromerzeugung, dem Eigenverbrauch in der Stromerzeugungsanlage und den Stromverlusten bei der Pumpspeicherung ab. E net = E gros – E own – E pump Dabei gilt: E net = Nettostromerzeugung [MJ] E gross = Bruttostromerzeugung [MJ] E own = interner Eigenstromverbrauch in der Stromerzeugungsanlage [MJ] E pump = Stromverluste bei der Pumpspeicherung [MJ] Die CO2-Intensität des erzeugten Nettostroms wird durch die gesamten Brutto-GHG-Emissionen bei der Erzeugung des Nettostroms bestimmt: CI = e gros_prod / E net Dabei gilt: CI = CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Stromerzeugung, ausgedrückt in [g CO2-Äq/MJ]. Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch Die Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch sind für die Mitgliedstaaten und assoziierten Staaten der IEA den IEA-Daten und -Statistiken zu Energiebilanzen und dem mit verschiedenen Brennstoffen erzeugten Strom zu entnehmen, z. B. auf der IEA-Website, Bereich „Daten und Statistiken“ („Energy Statistics Data Browser“) (21). Für die EU-Mitgliedstaaten sind die Eurostat-Daten detaillierter und können stattdessen verwendet werden. Wird die THG-Emissionsintensität für Gebotszonen bestimmt, so sind Daten aus amtlichen nationalen Statistiken, Daten der Übertragungsnetzbetreiber oder des Europäischen Verbunds der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) zu verwenden, die ebenso detailliert sind wie die IEA-Daten. Die Daten zum Brennstoffverbrauch müssen die verfügbaren Daten der nationalen Statistiken mit dem höchsten Detailgrad umfassen: feste fossile Brennstoffe, industriell erzeugte Gase, Torf- und Torferzeugnisse, Ölschiefer und bituminöse Sande, Rohöl und Mineralölerzeugnisse, Erdgas, erneuerbare Energien und Biobrennstoffe, nicht erneuerbare Abfälle und Kernenergie. Erneuerbare Energien und Biokraftstoffe umfassen alle biogenen Brennstoffe, biogene Abfälle, Wasserkraft, Meeres-, Gezeiten- und Wellenenergie, geothermische Energie, Windkraft, Solarenergie und Umgebungsenergie von Wärmepumpen. Nettostromhandel Nachdem die nationale Stromerzeugung und ihre CO2-Intensität berechnet sind, werden die jährlichen Nettoimporte aus anderen Ländern berücksichtigt. Für jedes Land, mit dem ein Austausch stattfindet, werden die Nettoimporte als Differenz von Importen und Exporten berechnet. Sofern die Differenz größer als null ist, d. h. wenn das Land ein Nettoimporteur von Strom ist, wird die nationale CO2-Intensität unter proportionaler Berücksichtigung der mit dem Nettostromimport verbundenen Emissionen berechnet. Um auch den Importen des Exportlandes Rechnung zu tragen, sollte diese Berechnung iterativ mindestens dreimal durchgeführt werden, bis sich die Werte annähern. Wird die THG-Emissionsintensität von Strom auf der Ebene der Gebotszonen bestimmt, so wird derselbe Ansatz auf der Ebene der Gebotszonen angewandt. Daten zu Einsatzstoffen aus Literaturquellen Tabelle 3 Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung [g CO2-Äq/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts] Brennstoff CO2 CH4 N2O Feste fossile Brennstoffe Anthrazit 98,3 0,03 0,41 Kokskohle 94,6 0,03 0,41 Sonstige bituminöse Kohle 94,6 0,03 0,41 Subbituminöse Kohle 96,1 0,03 0,41 Braunkohle 101,0 0,03 0,41 Steinkohlebriketts 97,5 0,03 0,41 Kokereikoks 107,0 0,03 0,41 Gaskoks 107,0 0,03 0,03 Kohlenteer 80,7 0,03 0,41 Braunkohlebriketts 97,5 0,03 0,41 Industriell erzeugte Gase Ortsgas 44,4 0,03 0,03 Kokereigas 44,4 0,03 0,03 Hochofengas 260,0 0,03 0,03 Sonstiges Konvertergas 182,0 0,03 0,03 Torf und Torferzeugnisse 106,0 0,03 0,41 Ölschiefer und bituminöse Sande 107,0 0,03 0,41 Rohöl und Mineralölerzeugnisse Rohöl 73,3 0,09 0,16 Flüssigerdgas 64,2 0,09 0,16 Raffinerieeinsatzmaterial 73,3 0,09 0,16 Additive und Oxygenate 73,3 0,09 0,16 Sonstige Kohlenwasserstoffe 73,3 0,09 0,16 Raffineriegas 57,6 0,03 0,03 Ethan 61,6 0,03 0,03 Verflüssigtes Erdgas 63,1 0,03 0,03 Motorenbenzin 69,3 0,09 0,16 Flugbenzin 70,0 0,09 0,16 Flugturbinenkraftstoff auf Naphtabasis 70,0 0,09 0,16 Flugturbinenkraftstoff auf Petroleumbasis 71,5 0,09 0,16 Sonstiges Kerosin 71,9 0,09 0,16 Naphta 73,3 0,09 0,16 Gasöl und Dieselöl 74,1 0,09 0,16 Heizöl 77,4 0,09 0,16 Testbenzin und Industriebrennstoffe 73,3 0,09 0,16 Schmiermittel 73,3 0,09 0,16 Bitumen 80,7 0,09 0,16 Petrolkoks 97,5 0,09 0,16 Paraffinwachse 73,3 0,09 0,16 Sonstige Mineralölerzeugnisse 73,3 0,09 0,16 Erdgas 56,1 0,03 0,03 Abfälle Industrieabfälle (nicht erneuerbar) 143,0 0,89 1,09 Siedlungsabfälle (nicht erneuerbar) 91,7 0,89 1,09 Quelle: IPCC, 2006. Tabelle 4 Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung von Brennstoffen aus Biomasse [g CO2-Äq/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts] Brennstoff CO2 CH4 N2O Primäre feste Biokraftstoffe 0 0,89 1,09 Holzkohle 0 5,96 1,09 Biogase 0 0,03 0,03 Siedlungsabfälle (erneuerbar) 0 0,89 1,09 Reines Biobenzin 0 0,09 0,16 Beigemischtes Biobenzin 0 0,09 0,16 Reine Biodieselkraftstoffe 0 0,09 0,16 Beigemischte Biodieselkraftstoffe 0 0,09 0,16 Reiner Bioflugturbinenkraftstoff 0 0,09 0,16 Beigemischter Bioflugturbinenkraftstoff 0 0,09 0,16 Andere flüssige Biokraftstoffe 0 0,09 0,16 Quelle: IPCC, 2006. Tabelle 5 enthält die Jahresmittelwerte für die THG-Emissionsintensität von Strom, die nach den in diesem Teil C vorstehend genannten Formeln in der Union auf Länderebene berechnet wurden. Für Strom aus den jeweiligen Ländern kann einer der fünf aktuellsten verfügbaren Jahreswerte ausgewählt werden (22). Tabelle 5 Emissionsintensität des erzeugten Stroms und des Nettoimportstroms in den Mitgliedstaaten in den Jahren 2019 bis 2023 Land Emissionsintensität des erzeugten Stroms und des Nettoimportstroms (g CO2-Äq/MJ) 2019 2020 2021 2022 2023 Österreich 65,2 55,6 62,7 65,3 43,8 Belgien 57,0 58,2 47,9 53,2 48,2 Bulgarien 136,7 117,6 129,4 149,7 100,5 Kroatien 76,1 63,0 79,9 87,8 64,3 Zypern 203,4 199,3 194,3 191,7 184,6 Tschechien 146,5 132,0 142,5 146,7 127,6 Dänemark 37,1 22,6 27,5 26,3 15,9 Estland 162,6 88,8 111,0 135,4 78,0 Finnland 24,3 18,7 21,5 18,9 12,5 Frankreich 18,8 17,8 18,3 25,0 15,4 Deutschland 110,5 99,7 110,2 117,2 103,8 Griechenland 158,3 127,9 115,5 115,4 101,1 Ungarn 80,2 73,0 70,8 71,3 54,6 Irland 100,0 92,2 110,5 101,4 85,6 Italien 97,6 92,4 97,0 108,1 87,9 Lettland 84,7 57,5 68,4 85,9 44,6 Litauen 33,8 31,8 35,6 32,1 19,1 Luxemburg 86,2 76,5 76,1 87,1 70,6 Malta 122,7 129,8 120,4 121,7 115,7 Niederlande 123,9 99,7 101,8 96,0 77,8 Polen 211,9 198,1 211,2 202,8 174,8 Portugal 81,0 64,4 53,1 56,9 39,1 Rumänien 108,0 91,3 88,1 93,9 73,1 Slowakei 85,8 79,1 86,6 93,2 60,9 Slowenien 72,3 66,4 68,8 67,9 54,2 Spanien 69,4 54,7 52,6 60,8 47,3 Schweden 4,3 3,3 3,7 3,6 3,4 Quelle: JRC, 2025 aus Eurostat-Daten. (1) Dieser Anteil wird durch einen Vergleich innerhalb derselben Einsatzstoffart ermittelt, z. B. durch einen Vergleich des Anteils von kohlenstoffarmem Wasserstoff mit dem gesamten im Verfahren verwendeten Wasserstoff. (2) Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe können Teil des abgegrenzten Verfahrens sein, wenn sie einen anderen Einsatzstoff als den als Einsatzstoff verwendeten konventionellen Brennstoff ersetzen, dessen größter Anteil durch kohlenstoffarme Brennstoffe und erneuerbare Brenn- bzw. Kraftstoffe ersetzt wird. (3) Werden sowohl erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs als auch kohlenstoffarme Brennstoffe in derselben Anlage hergestellt, so muss der gemäß der Verordnung (EU) 2023/1185 und der nach der vorliegenden Methode gewählte Zeitraum derselbe sein. (4) Wird ein Brennstoff in mehreren sich aneinander anschließenden Verfahren erzeugt, so wird der Anteil für jedes Verfahren bestimmt, es sei denn, es ist gängige industrielle Praxis, die Verfahren technisch und geografisch zu integrieren. (5) Bei wasserhaltigen Materialeinsatzstoffen wird als unterer Heizwert der untere Heizwert des trockenen Teils des Materialeinsatzstoffes verwendet (d. h., die für die Verdampfung des Wassers erforderliche Energie wird nicht berücksichtigt). Erneuerbare flüssige oder gasförmige Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr, die als Zwischenerzeugnisse für die Erzeugung von konventionellen Brennstoffen und Biokraftstoffen genutzt werden, werden nicht berücksichtigt. (6) Zu den integrierten Verfahren gehören Verfahren, die — in demselben Industriekomplex durchgeführt werden und — Wärme oder andere schwierig zu transportierende Outputs eines der Verfahren wiederverwenden. (7) Wird die CO2-Intensität Teil B dieses Anhangs entnommen, werden die Emissionen aus der Verbrennung nicht berücksichtigt. Der Grund dafür ist, dass Emissionen aus der Verbrennung bei der Verarbeitung oder bei den Emissionen aus der Verbrennung des Enderzeugnisses angerechnet werden. (8) Verordnung (EU) 2024/1787 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (ABl. L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj). (9) Die gemeldeten Werte werden nach der von der Kommission gemäß Artikel 29 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2024/1787 festgelegten Methode berechnet. Bis zu dem Zeitpunkt, an dem diese Methode festgelegt ist, können gegebenenfalls andere wissenschaftliche Methoden, z. B. die OGMP-2.0-Methode, angewandt werden. (10) Im Einklang mit Nummer 6 umfasst die Emissionsintensität nicht die mit dem Kohlenstoffgehalt des gelieferten Einsatzstoffes verbundenen Emissionen. (11) Um die Emissionsfaktoren für die entgangene Stromerzeugung aufgrund der Verwendung von Gas aus der Abfallverarbeitung und Abgas nicht erneuerbaren Ursprungs, die zwangsläufig und unbeabsichtigt infolge der Produktionsprozesse in Industrieanlagen entstehen, zu bestimmen, können Vorschriften angewandt werden, die den in Artikel 27 Absatz 6 für erneuerbare Brenn- bzw. Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs festgelegten Vorschriften gleichwertig sind. (12) Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates (ABl. L 275 vom 25.10.2003, S. 32, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2003/87/oj). (13) Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Juni 2021 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 401/2009 und (EU) 2018/1999 („Europäisches Klimagesetz“) (ABl. L 243 vom 9.7.2021, S. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2021/1119/oj). (14) Verordnung (EU) 2024/2620 der Kommission vom 30. Juli 2024 zur Ergänzung der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Voraussetzungen dafür, dass Treibhausgase als dauerhaft in einem Produkt chemisch gebunden angesehen werden (ABl. L, 2024/2620, 4.10.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2024/2620/oj). (15) Verordnung (EU) 2024/3012 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27. November 2024 zur Schaffung eines Unionsrahmens für die Zertifizierung von dauerhaften CO2-Entnahmen, kohlenstoffspeichernder Landbewirtschaftung und der CO2-Speicherung in Produkten (ABl. L, 2024/3012, 6.12.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/3012/oj). (16) Richtlinie 2009/31/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die geologische Speicherung von Kohlendioxid und zur Änderung der Richtlinie 85/337/EWG des Rates sowie der Richtlinien 2000/60/EG, 2001/80/EG, 2004/35/EG, 2006/12/EG und 2008/1/EG des Europäischen Parlaments und des Rates sowie der Verordnung (EG) Nr. 1013/2006 (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 114, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2009/31/oj). (17) Durchführungsverordnung (EU) 2018/2066 der Kommission vom 19. Dezember 2018 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission (ABl. L 334 vom 31.12.2018, S. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2018/2066/oj). (18) Verordnung (EU) 2020/1044 der Kommission vom 8. Mai 2020 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf die Werte für Treibhauspotenziale und die Inventarleitlinien und im Hinblick auf das Inventarsystem der Union sowie zur Aufhebung der Delegierten Verordnung (EU) Nr. 666/2014 der Kommission (ABl. L 230 vom 17.7.2020, S. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2020/1044/oj). (19) Bei der Berechnung der vorgelagerten Emissionen von Erdölerzeugnissen (aus dem Faktor für die tatsächlichen vorgelagerten Methanemissionen des betreffenden Rohöls) wird jeweils ein Zuordnungsfaktor herangezogen: 1,09, 1,08 und 1,01 (MJ Rohöl/MJ Erzeugnis) für Diesel, Benzin bzw. schweres Heizöl. (20) Bei Erdgas, das in flüssiger Form transportiert wurde, müssen zusätzliche Treibhausgasemissionen (CO2, CH4 und N2O) aufgrund der Verflüssigung, des Transports und der Rückvergasung des Erdgases hinzugefügt werden. In Bezug auf Methanemissionen aus der Verflüssigung, dem Transport und der Rückvergasung von LNG müssen die Betreiber nach Nummer 7 dieses Anhangs und im Einklang mit der Verordnung (EU) 2024/1787 vorgehen. (21) Beispiel: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=GERMANY&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource. (22) Die Europäische Kommission stellt regelmäßig aktualisierte Daten bereit. ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2025/2359/oj ISSN 1977-0642 (electronic edition)