Kraftstoffverordnung 2012 (20008075) | AT

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 0 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

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Kurztitel

Kraftstoffverordnung 2012

Kundmachungsorgan

BGBl. II Nr. 398/2012

Typ

V

§/Artikel/Anlage

§ 0

Inkrafttretensdatum

04.12.2012

Index

90/02 Kraftfahrrecht

Langtitel

Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über die Qualität von Kraftstoffen und die nachhaltige Verwendung von Biokraftstoffen (Kraftstoffverordnung 2012)

StF: BGBl. II Nr. 398/2012 [CELEX-Nr.: 32009L0028, 32009L0030, 32011L0063]

Änderung

BGBl. II Nr. 259/2014

BGBl. II Nr. 196/2017 [CELEX-Nr.: 32014L0094]

BGBl. II Nr. 86/2018 [CELEX-Nr.: 32015L0652, 32015L1513]

BGBl. II Nr. 630/2020 [CELEX-Nr.: 32018L2001]

BGBl. II Nr. 452/2022 [CELEX-Nr.: 32018L2001]

BGBl. II Nr. 33/2024

Präambel/Promulgationsklausel

Auf Grund der §§ 11 Abs. 3 und 26a Abs. 2 lit. c und Abs. 3a des Kraftfahrgesetzes 1967, BGBl. Nr. 267, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 116/2010, wird im Einvernehmen mit dem Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend, dem Bundesminister für Gesundheit sowie der Bundesministerin für Verkehr, Innovation und Technologie verordnet

Schlagworte

e-rk3

BGBl. Nr. 267/1967

Zuletzt aktualisiert am

02.02.2024

Gesetzesnummer

20008075

Dokumentnummer

NOR40144001

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 1 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Typ

Ottokraftstoff

Grenzwerte (2)

Merkmal (1)

Einheit

Mindestwert

Höchstwert

Research Oktanzahl

95 (3)

--

Motor Oktanzahl

85

--

Dichte (bei 15 °C)

kg/m3

720,0

775,0

Mangangehalt

mg/l

-

2

Oxidationsstabilität

min

360

--

Abdampfrückstand (gewaschen)

mg/100 ml

-

5

Korrosionswirkung auf Kupfer (3 h bei 50 °C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Aussehen

klar und trübungsfrei

Dampfdruck,

Sommerperiode (4)

kPa

--

60,0

Siedeverlauf

% v/v

– bei 100°C verdunstet

46,0

--

– bei 150°C verdunstet

75,0

--

Analyse der Kohlenwasserstoffe

– Olefine

% v/v

--

18,0

– Aromaten

% v/v

--

35,0

– Benzol

% v/v

--

1,0

Sauerstoffgehalt

% m/m

--

2,7

Sauerstoffhaltige Komponenten

– Methanol (dem Stabilisatoren hinzuzufügen sind)

% v/v

-

3

– Ethanol

% v/v

-

5

(gegebenenfalls sind Stabilisatoren erforderlich)

– Isopropylalkohol

% v/v

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248943/hauptdokument.img1is.png

Volumenbeimischungen sind auf einen Sauerstoffgehalt von maximal 2,7 % (m/m) beschränkt

– Tertiarer Butylalkohol

% v/v

– Isobutylalkohol

% v/v

– Ether, die 5 oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten

% v/v

– Sonstige sauerstoffhaltige Komponenten (5)

% v/v

Schwefelgehalt

mg/kg

--

10

Bleigehalt

mg/l

--

5

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, genannten Verfahren.

(2) Die in der Spezifikation angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet.

(3) Unverbleites Normalbenzin darf mit einer Mindest-Motor-Oktanzahl (MOZ) und Mindest-Research-Oktanzahl (ROZ) nach ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, in Verkehr gebracht werden.

(4) Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September.

(5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, angegeben.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 1 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 1. (1) In dieser Verordnung werden auf Gesundheits- und Umweltaspekten beruhende technische Spezifikationen für Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge gemäß § 2 Abs. 1 Z 1, KFG 1967, BGBl. I Nr. 267/1967, sowie Substitutionsregelungen und Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe und Biomethan festgelegt und ein Ziel für die Minderung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen gesetzt.

(2) Die Spezifikationen und Prüfverfahren für Otto- und Dieselkraftstoffe werden gemäß den Anhängen I bis IV der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG, ABl. Nr. L 350 vom 28.12.1998, S. 58, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513 ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1, festgelegt.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 2 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Typ: Ottokraftstoff

Parameter1

Einheit

Grenzwerte2

Minimum

Maximum

Research-Oktanzahl

953

–

Motor-Oktanzahl

85

–

Dampfdruck, Sommerperiode4

kPa

–

60,0

Dichte (bei 15 °C)

kg/m3

720,0

775,0

Mangangehalt

mg/l

-

2

Oxidationsstabilität

min

360

--

Abdampfrückstand (gewaschen)

mg/100 ml

-

5

Korrosionswirkung auf Kupfer (3 h bei 50 °C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Aussehen

klar und trübungsfrei

Siedeverlauf

– verdampft bei 100°C

% v/v

46,0

–

– verdampft bei 150°C

% v/v

75,0

–

Analyse der Kohlenwasserstoffe

– Olefine

% v/v

–

18,0

– Aromaten

% v/v

–

35,0

– Benzol

% v/v

–

1,0

Sauerstoffgehalt

% m/m

3,7

Sauerstoffhaltige Komponenten

– Methanol

% v/v

3,0

– Ethanol (Stabilisierungsmittel können notwendig sein)

% v/v

10,0

– Isopropylalkohol

% v/v

–

12,0

– Tertiärer Butylalkohol

% v/v

–

15,0

– Isobutylalkohol

% v/v

–

15,0

– Ether, die fünf oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten

% v/v

–

22,0

– sonstige sauerstoffhaltige Komponenten5

% v/v

–

15,0

Schwefelgehalt

mg/kg

–

10,0

Bleigehalt

g/l

–

0,005

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, genannten Verfahren. Es können gegebenenfalls die Analysemethoden verwenden, die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, ersetzenden Normen genannt sind, wenn diese nachweislich mindestens den gleichen Genauigkeitsgrad wie die ersetzten Analysemethoden aufweisen.

(2) Die in der Spezifikation angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Bestimmung und Anwendung der Werte für die Präzision von Prüfverfahren“ vom 1. April 2007 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R= Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf Grundlage der in ÖNORM EN ISO 4259 vom 1. April 2007 beschriebenen Kriterien ausgewertet.

(3) Unverbleites Normalbenzin darf mit einer Mindest-Motor-Oktanzahl (MOZ) und Mindest-Research-Oktanzahl (ROZ) nach ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, in Verkehr gebracht werden.

(4) Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September.

(5) Andere Monoalkohole und Ether, deren Siedepunkt nicht höher liegt als in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, angegeben.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 2 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 2. Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen

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Anl. 3 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Typ: Diesel

Parameter (1)

Einheit

Grenzwerte (2)

Minimum

Maximum

Cetanzahl

51,0

–

Dichte bei 15°C

kg/m (3)

–

845,0

Siedeverlauf

–95 Vol % rückgewonnen bei

°C

–

360,0

Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe

% m/m

–

8,0

Schwefelgehalt

mg/kg

–

10,0

FAME-Gehalt – EN 14078

% v/v

–

7,0 (3)

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. Juni 2022 genannten Verfahren.“

(2) Die in den Spezifikationen angegebenen Werte sind „tatsächliche Werte“. Bei der Festlegung ihrer Grenzwerte wurden die Bestimmungen der ÖNORM EN ISO 4259 „Mineralölerzeugnisse – Präzision von Messverfahren und Ergebnissen, Teil 1: Bestimmung der Präzisionsdaten von Prüfverfahren vom 1. April 2020 angewendet, und bei der Festlegung eines Mindestwerts wurde eine Mindestdifferenz von 2 R über Null berücksichtigt (R = Reproduzierbarkeit). Die Ergebnisse der einzelnen Messungen werden auf der Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet.

(3) FAME erfüllt die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2019.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 3 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 3. (1) Die im Großhandel oder Kleinverkauf feilgebotenen Kraftstoffe haben folgenden Spezifikationen zu entsprechen

(Anm.: Abs. 2 aufgehoben durch Z 4, BGBl. II Nr. 452/2022)

(3) Die in dieser Verordnung genannten Normen sind beim Austrian Standards Institute, Heinestraße 38, A-1021 Wien, Telefon: (01) 213 00-0, www.austrian-standards.at, zu beziehen.

(4) Ottokraftstoff darf für die Verwendung in älteren, besonders beschaffenen Fahrzeugen (Oldtimer) mit einem Additiv, welches die verschleißmindernde Wirkung von Bleiverbindungen ersetzt und weder eine erhöhte Gefährlichkeit des Kraftstoffs noch eine schädliche Luftverunreinigung bei der Verbrennung zur Folge haben darf, feilgeboten werden. Die Beimischung des Additivs kann in Form einer Individualdosierung bei der Betankung (Fläschchenform) erfolgen. Die Erhältlichkeit von Additiven (Bleiersatz-Additive) für Ottokraftstoffe und eine entsprechende Kennzeichnung sind sicherzustellen.

(5) Der Gehalt an dem metallischen Zusatz Methylcyclopentadienyl-Mangan-Tricarbonyl (MMT) in Kraftstoffen ist ab 1. Jänner 2011 auf 6 mg Mangan pro Liter begrenzt. Ab 1. Jänner 2014 ist dieser Gehalt auf 2 mg Mangan pro Liter begrenzt.

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Anl. 4 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Eigenschaft 1

Einheit

Grenzwerte

Minimum

Maximum

Klopffestigkeit, MOZ (MOZ: Motor-Octanzahl)

89,0

Gesamtgehalt an Dienen

% (m/m)

0,5

1,3-Butadien

% (m/m)

0,09

Propangehalt

% (m/m)

20

Schwefelwasserstoff

Nicht nachweisbar

Gesamtschwefelgehalt(nach Odorierung)

mg/kg

30

Kupferstreifen-Korrosion(1 h bei 40 °C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Abdampfrückstand

mg/kg

60

Dampfdruck, Manometerdampfdruck, bei 40°C

kPa

1 550

Dampfdruck,

Manometerdampfdruck bei einer Temperatur von

für Klasse A: -10° C

für Klasse B: -5° C

für Klasse C: 0° C

für Klasse D: +10° C

für Klasse E: +20° C

kPa

150

Wassergehalt

bestanden

Geruch

Unangenehm und spezifisch bei 20% der unteren Entflammbarkeitsgrenze

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2022, genannten Verfahren.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 4 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 4. Die Prüfung von Kraftstoffen darauf, ob sie den in § 3 Abs. 1 festgelegten Spezifikationen entsprechen, hat auf Basis der in den Anhängen genannten Vorschriften zu erfolgen.

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Anl. 5 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Merkmal

Einheit

Grenzwerte

Prüfverfahren

Mindestwert

Höchstwert

Verfahren

Veröffentlichung

Relative Dichte

0,55

0,65

ÖNORM EN ISO 6976

15. November 2016

Brennwert (2)

MJ/m3

38,5

46

ÖNORM EN ISO 6976

15. November 2016

Wobbe Index (2)

MJ/m3

47,7

56,5

ÖNORM EN ISO 6976

15. November

2016

Staub

Technisch frei

(2) Bei 1,01325 bar und 0°C.

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§ 5 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 5. (1) Substitutionsverpflichtete, die Ottokraftstoff in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringen, haben, bezogen auf den Energiegehalt, zumindest einen Anteil von 3,4% Biokraftstoffen pro Jahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr zu bringen oder zu verwenden. Der Anteil wird am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen oder nicht nachhaltigem aus Biomasse hergestellten Ottokraftstoff gemessen.

(2) Substitutionsverpflichtete, die Dieselkraftstoff in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringen, haben, bezogen auf den Energiegehalt, zumindest einen Anteil von 6,3% Biokraftstoffen pro Jahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr zu bringen oder zu verwenden. Der Anteil wird am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen oder nicht nachhaltigem aus Biomasse hergestellten Dieselkraftstoff gemessen.

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Anl. 6 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Eigenschaft1

Einheit

Grenzwerte

min.

max.

Fettsäure-Methyl-Ester-Gehalt

% (m/m)

96,5

–

Dichte bei 15°Ca

kg/m3

860

900

Viskosität bei 40°Cb

mm2/s

3,50

5,00

Flammpunkt

°C

101

–

Cetanzahlc

–

51,0

–

Korrosionswirkung auf Kupfer (3 h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Oxidationsstabilität, 110°C

h

8,0

–

Säurezahl

mg KOH/g

–

0,50

Iodzahl

g Iod/100 g

–

120

Gehalt an Linolensäure-Methylester

% (m/m)

–

12,0

Gehalt an mehrfach ungesättigten Fettsäuremethylestern mit ≥ 4 Doppelbindungen

% (m/m)

–

1

Methanol-Gehalt

% (m/m)

–

0,20

Monoglycerid-Gehalt

% (m/m)

–

0,70

Diglycerid-Gehalt

% (m/m)

–

0,20

Triglycerid-Gehalt

% (m/m)

–

0,20

Gehalt an freiem Glycerin

% (m/m)

–

0,02

Gehalt an Gesamt-Glycerin

% (m/m)

–

0,25

Wassergehalt

% (m/m)

–

0,05

Gesamtverschmutzungc

mg/kg

–

24

Asche-Gehalt (Sulfat-Asche)

% (m/m)

–

0,02

Schwefel-Gehalt

mg/kg

–

10,0

Gehalt an Alkali-Metallen (Na+K)

mg/kg

–

5,0

Gehalt an Erdalkali-Metallen (Ca+Mg)

mg/kg

–

5,0

Phosphor-Gehalt

mg/kg

-

4,0

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, genannten Verfahren.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 6 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 6. (1) Die Substitutionsverpflichteten, die fossile flüssige oder fossile gasförmige Kraftstoffe in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringen, haben zumindest die folgenden Prozentsätze pro Jahr durch fortschrittliche Biokraftstoffe und Biogas aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A zu substituieren

(Anm.: Abs. 2 bis 4 aufgehoben durch Z 8, BGBl. II Nr. 452/2022)

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 6a Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 6a. (1) Die Anbieter von Kraftstoffen haben sicherzustellen, dass die Verbraucher und Verbraucherinnen über den Biokraftstoffanteil der angebotenen Kraftstoffe und über den geeigneten Einsatz der verschiedenen Kraftstoffmischungen mit Biokraftstoffanteil angemessen unterrichtet werden. Dies hat insbesondere durch die angemessene Kennzeichnung der Kraftstoffentnahmestellen zu erfolgen.

(2) Die Betreiberinnen und Betreiber von Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten haben jede Kraftstoffentnahmestelle, an der Ottokraftstoff gemäß § 3 Abs. 1 Z 2 mit einem Bioethanolgehalt von maximal 10% angeboten wird, mit dem deutlich sichtbar angebrachten Hinweis „E 10“ zu versehen.

(3) Die Betreiberinnen und Betreiber von Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten haben jede Kraftstoffentnahmestelle für Otto- und Dieselkraftstoffe, die bezüglich ihres höheren Anteils an Biokraftstoffen nicht den in § 3 Abs. 1 Z 1 und 3 zitierten ÖNORMEN und Anhängen genügen, mit einer die Höhe des Biokraftstoffanteils wiedergebenden Kennzeichnung und dem Hinweis „Achtung! Nur für Fahrzeuge mit Herstellerfreigabe“ zu versehen.

(4) Werden Kraftstoffe mit metallischen Zusätzen an die Verbraucherin oder den Verbraucher abgegeben, so sind die entsprechenden Entnahmestellen mit dem Text „Enthält metallische Zusätze“ in einer angemessenen Größe in gut lesbarer Schriftart an einer deutlich sichtbaren Stelle zu kennzeichnen, wo auch die Informationen zum Kraftstofftyp angezeigt werden.

(5) Die Erhältlichkeit von Additiven (Bleiersatz-Additive) für Ottokraftstoffe zur Verwendung gemäß § 3 Abs. 4 und eine entsprechende Kennzeichnung sind sicherzustellen.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 7 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Merkmal

Einheit

Grenzwert

Prüfverfahren

Mindestwert

Höchstwert

Verfahren

Veröffentlichung

Dichte

kg/m3

900

930

ÖNORM EN ISO 3675

1. Oktober 1999

ÖNORM EN ISO 12185

1. Dezember 1997

Flammpunkt nach Pensky-Martens

°C

220

ÖNORM EN ISO 2719

1. November 2016

Heizwert(1)

kJ/kg

35 000

DIN 51900-3

Jänner 2005

Kinematische Viskosität (40°C)

mm2/s

38

ÖNORM EN ISO 3104

1. September 1999

Kälteverhalten

Rotationsviskosimetrie

Zündwilligkeit

Prüfverfahren wird evaluiert

Koksrückstand

Masse-%

0,40

ÖNORM EN ISO 10370

1. Juni 2015

Iodzahl

g/100 g

100

120

ÖNORM EN 14111

1. Oktober 2003

Schwefelgehalt

mg/kg

10

ÖNORM EN ISO 20884

1. Juli 2011

ÖNORM EN ISO 20846

1. Februar 2012

Variable Eigenschaften

Gesamtverschmutzung

mg/kg

25

ÖNORM EN 12662

1. September 2014

Neutralisationszahl

mg KOH/kg

2,0

ÖNORM EN 14104

1. Oktober 2003

Oxidationsstabilität (110°C)

h

5,0

ÖNORM EN 14112

1. Dezember 2016

Phosphorgehalt

mg/kg

15

ÖNORM EN 14107

1. Oktober 2003

Aschegehalt

Masse-%

0,01

ÖNORM EN ISO 6245

1. Juli 2003

Wassergehalt

Masse-%

0,075

ÖNORM ISO 12937

1. Februar 2003

(1) Der typische Wert liegt bei 37 500 kJ/kg.

Die Spezifikationen werden nach Vorliegen einer europäischen Standardisierung angepasst bzw. ergänzt.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 7 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 7. (1) Die Meldepflichtigen haben die Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit ihrer erstmals im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlich freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet verbrachten oder verwendeten Kraftstoffe oder des Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich gegenüber dem Kraftstoffbasiswert von 94,1 CO2-Äquivalent in g/MJ stufenweise wie folgt zu senken

(2) Die Berechnung der Treibhausgasintensität einer Meldeverpflichteten oder eines Meldeverpflichteten nach Abs. 1 hat gemäß § 19a zu erfolgen.

(3) Die Minderungsverpflichtung gemäß Abs. 1 kann auch durch eine Gruppe von Meldeverpflichteten, welche zu diesem Zweck einen schriftlichen Vertrag abzuschließen haben, erfüllt werden. In diesem Falle gelten die der Gruppe angehörenden Meldeverpflichteten im Rahmen des Ausmaßes der im Vertrag genannten Kraftstoffmenge für die Zwecke des Abs. 1 als ein einzelner Verpflichteter.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 7a Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 7a. (1) Die Erfüllung der Verpflichtungen nach den §§ 5und 7 kann teilweise, die Erfüllung der Verpflichtungen nach § 6 kann teilweise oder ganz per Vertrag auf Dritte übertragen werden, wobei die Ziele gemäß den §§ 5und 7 überwiegend durch den Substitutionspflichteten oder die Substitutionsverpflichtete selbst zu erfüllen sind. Die durch Dritte zu diesem Zweck eingesetzten Biokraftstoffe, Biomethan und erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs müssen dabei im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden und den Bestimmungen der §§ 8, 9, 12 und 13 entsprechen. Dritte können unter Einhaltung der Bestimmungen gemäß § 11 jene Strommengen aus erneuerbarer Energie übertragen, die im Verpflichtungsjahr als Antrieb für elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet abgegeben wurden

(2) Die von einem Dritten zur Erfüllung einer übertragenen Verpflichtung eingesetzten Mengen an erneuerbaren Kraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen können nicht zur Erfüllung der Verpflichtung eines weiteren Verpflichteten eingesetzt werden.

(3) Für eine Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es eines schriftlichen Vertrags mit Angaben darüber, für welche erneuerbaren Kraftstoffe und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen, in welchem mengenmäßigen Umfang und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der Erfüllung der Verpflichtungen durch einen Dritten gilt.

(4) Soweit ein Dritter die nach § 5, 6 und 7 erforderlichen Angaben nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird davon ausgegangen, dass der Dritte die auf ihn übertragene Erfüllung der Verpflichtung nicht erfüllt hat und somit für die Verpflichtete oder den Verpflichteten nicht anrechenbar ist.

(5) Dritte können die Erfüllung von Verpflichtungen übernehmen, wenn sie

(6) Sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH bezüglich der Höhe der übertragbaren Mengen an Biokraftstoffen, Biomethan, erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen gemäß § 11 und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen vorliegt, können diese Mengen in elNa vom 1. September bis zum 30. September des dem Berichtsjahr folgenden Jahres auf Dritte übertragen werden.

(7) Für die Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte ist ein Antrag in elNa zu stellen, wobei das zu verwendende Muster von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen ist. Werden die Voraussetzungen für die Verpflichtungsübertragung auf Dritte gemäß Abs. 5 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.

(8) Liegt eine positive Betätigung gemäß Abs. 5 Z 2 betreffend die Erfüllung der Verpflichtungen gemäß den §§ 5,6 und 7 vor, so werden darüberhinausgehende Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen, die auf die Ziele gemäß § 7 anrechenbar sind und/oder energetische Mengen an Biokraftstoffen und/oder fortschrittlichen Biokraftstoffen für die Anrechenbarkeit auf die Ziele gemäß den §§ 5 und 6, in den Berichtsjahren 2023 bis einschließlich 2028 in elNa in das folgende Berichtsjahr übertragen. Diese Übertragung erfolgt unter der Bedingung, dass die verminderten Mengen an Treibhausgasemissionen bzw. energetischen Mengen von fortschrittlichen Biokraftstoffen nicht bereits gemäß Abs. 6 von Dritten oder auf Dritte übertragen wurden und von den Berichtspflichtigen selbst im Berichtsjahr in Verkehr gebracht wurden. Diese Emissionsmengen und/oder energetischen Mengen werden im darauffolgenden Berichtsjahr auf die Erfüllung der Ziele nach den §§ 6 und 7 angerechnet.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 8 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Tabelle 1 – Anforderungen für Superethanol E 85

Eigenschaft1

Einheit

Grenzwerte

min.

max.

Dichte (bei 15°C)

kg/m3

755,0

800,0

Oxidationsstabilität

min

360

–

Abdampfrückstand (gewaschen)

mg/100ml

–

5

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Klassifizierung

Klasse 1

Gesamtsäurezahl (angegeben als Essigsäure)

%(m/m)

–

0,005

elektrische Leitfähigkeit

µS/cm

–

1,5

Methanolgehalt

% (V/V)

–

1,0

Höhere gesättigte Monoalkohole (C3-C5)

% (V/V)

–

6,0

Aussehen2

klar und farblos

Wassergehalt

% (m/m)

–

0,400

Gehalt an anorganischem Chlorid

mg/kg

–

1,2

Phosphorgehaltc

mg/l

–

0,15

Schwefelgehaltc

mg/kg

–

10,0

Sulfatgehalt

mg/kg

–

2,6

(Anm.: Abs. 1 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)

________________________

1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 1. Dezember 2018 genannten Verfahren.

2 Auf Umgebungstemperatur oder bei 15°C, je nachdem welcher Wert höher ist, und vor einer möglichen Einfärbung zu bestimmen.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 8a Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Eigenschaft1

Einheit

Grenzwerte Klasse A

Grenzwerte Klasse B

Min

Max

Min

Max

Cetanzahl

70,0

–

51,0

–

Dichte bei 15°C

kg/m3

765,0

800,0

780,0

810,0

Flammpunkt

°C

über 55,0

–

über 55,0

–

Viskosität bei 40°C

mm2/s

2,000

4,500

2,000

4,500

Destillation

%(V/V)aufgefangen bei 250° C

%(V/V)

≤65

%(V/V)aufgefangen bei 350°C

%(V/V)

85

95%(V/V)aufgefangen bei

°C

360

Schmierfähigkeit, korrigierter „Durchmesser der Verschleißkalotte“ (en:wear scar diameter)(WSD1,4) bei 60°C

µm

–

460

–

460

FAME-Gehalt2

%(V/V)

–

7,0

–

7,0

Mangangehalt

mg/l

–

2,0

–

2,0

Gesamtaromatengehalt3

%(m/m)

–

1,1

–

1,1

Schwefelgehalt

mg/kg

–

5,0

–

5,0

Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand)

%(m/m)

–

0,30

–

0,30

Aschegehalt

%(m/m)

–

0,010

–

0,010

Wassergehalt

% (m/m)

–

0,02

–

0,02

Gesamtverschmutzung

mg/kg

–

24

–

24

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Klasse1

Klasse 1

Oxidationsstabilität

g/m3

h

–

20,04

25

–

20,04

25

–

___________________________

1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Oktober 2019 genannten Verfahren

2 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, erfüllen“.

3 Der Gesamtaromatengehalt beinhaltet polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe. Entspricht das Produkt dem in der Tabelle angegebenen Grenzwert, entspricht es auch dem derzeit gesetzlich festgelegten Grenzwert für den Gehalt an polycyclischen aromatischen Kohlenwasserstoffen

4 Für paraffinischen Dieselkraftstoff mit mehr als 2% (V/V) FAME ist dies eine zusätzliche Anforderung

(Anm.: Fußnote 5 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 8b Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Eigenschaft6

Einheit

Grenzwerte

Minimum

Grenzwerte

Maximum

Cetanzahl

51,0

–

Cetanindex

46,0

–

Dichte CFPP Klassen A und B bei 15°C

kg/m3

820,0

845,0

Dichte CFPP Klassen E und F bei 15°C

kg/m3

815,0

845,0

Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe

%(m/m)

–

8,0

Schwefelgehalt

mg/kg

–

10,0

Mangangehalt

mg/l

–

2,0

Flammpunkt

°C

55,0

–

Koksrückstand (von 10% Destillationsrückstand)

%(m/m)

–

0,30

Aschegehalt

%(m/m)

–

0,010

Wassergehalt

%(m/m)

–

0,020

Gesamtverschmutzung

mg/kg

–

24

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Fettsäure-Metylester-Gehalt (FAME-Gehalt)8

% (V/V)

–

10,0

Oxidationsstabilität 8a

g/m3

h

25

–

Oxidationsstabilität für

Dieselkraftstoff mit mehr als

2,0 % (V/V) FAME 8a

h

min

20

oder

60

-

Schmierfähigkeit, „wear scar

diameter“ bei 60 °C 9

µm

-

460

Viskosität bei 40°C

mm2/s

2,000

4,500

Destillation10, 11

%(V/V)aufgefangen bei 250°C

%(V/V)

65

%(V/V)aufgefangen bei 350°C

%(V/V)

85

95%(V/V)aufgefangen bei

°C

360

6 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – B10 Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1.Jänner 2017 genannten Verfahren

8 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen

8a Dieselkraftstoff mit mehr als 2,0 % (V/V) FAME besteht die zusätzliche Anforderung, die Oxidationsstabilität entweder nach EN 15751 oder EN 16091 zu prüfen.

9 Die Schmierfähigkeit eines Dieselkraftstoffs, unabhängig von seinem FAME-Gehalt, muss den HFRR-Grenzwert von maximal 460 µm einhalten. Dieselkraftstoff mit mehr als 4,0 % (V/V) FAME hat allgemein eine gute Schmierfähigkeit mit HFRR unter 460 µm und erfordert nicht unbedingt eine HFRR-Prüfung, solange keine negativen Erfahrungen bekannt sind.

10 Für die Berechnung des Cetanindex werden außerdem die Gewinnungspunkte für 10% (V/V), 50% (V/V) und 90% (V/V) benötigt

11 Die Destillationsgrenzen bei 250° und 350° gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 8c Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Eigenschaft12

Einheit

Grenzwerte

Minimum

Grenzwerte

Maximum

Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)13

% (V/V)

14,0

20,0

Cetanzahl

51,0

–

Dichte bei 15°C

kg/m3

820,0

860,0

Flammpunkt

°C

über 55,0

–

Viskosität bei 40°C

mm2/s

2,000

4,620

Schwefelgehalt

mg/kg

–

10,0

Mangangehalt

mg/kg

–

2,0

Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe14

% (m/m)

–

8,0

Aschegehalt

% (m/m)

–

0,010

Wassergehalt

% (m/m)

–

0,026

Gesamtverschmutzung15

mg/kg

–

24

Oxidationsstabilität

h

20,0

Destillation16

% (V/V) aufgefangen bei 250°C

%(V/V)

≤65

%(V/V)aufgefangen bei 350°C

%(V/V)

85

95%(V/V)aufgefangen bei

°C

360

Eigenschaft17

Einheit

Grenzwerte

Minimum

Grenzwerte

Maximum

Fettsäuremetylester-Gehalt (FAME)18

% (V/V)

24,0

30,0

Cetanzahl

51,0

–

Dichte bei 15°C

kg/m3

825,0

865,0

Flammpunkt

°C

über 55,0

–

Viskosität bei 40°C

mm2/s

2,000

4,650

Schwefelgehalt

mg/kg

–

10,0

Mangangehalt

mg/l

–

2,0

Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe19

% (m/m)

–

8,0

Aschegehalt

% (m/m)

–

0,010

Wassergehalt

% (m/m)

–

0,029

Gesamtverschmutzung20

mg/kg

–

24

Oxidationsstabilität

h

20,0

–

Destillation21

% (V/V) aufgefangen bei 250°C

%(V/V)

≤65

%(V/V)aufgefangen bei 350°C

%(V/V)

85

95%(V/V)aufgefangen bei

°C

360

_________________________

12 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019 genannten Verfahren

13 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 vom 15. Juli 2019 erfüllen

(Anm.: Fußnote 14 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)

15 Wenn die Probe nicht innerhalb von 30 min filtriert wird, muss das Ergebnis als Nichteinhaltung der Spezifikation angegeben werden

16 Die Destillationsgrenzen bei 250° und 350° gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff

17 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019 genannten Verfahren

18 FAME muss die Anforderungen der ÖNORM EN 14214 vom 15. Juli 2019 erfüllen

(Anm.: Fußnote 19 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)

20 Wenn die Probe nicht innerhalb von 30 min filtriert wird, muss das Ergebnis als Nichteinhaltung der Spezifikation angegeben werden

21 Die Destillationsgrenzen bei 250°C und 350°C gelten für einen Gemeinsamen Zolltarif der EU entsprechenden Dieselkraftstoff

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 8 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 8. (1) Biokraftstoffe und Biomethan, unabhängig davon, ob die Ausgangsstoffe innerhalb oder außerhalb der Europäischen Union erzeugt wurden, werden auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß den §§ 5, 6 und 7 angerechnet, wenn die Anforderungen gemäß § 12 zum Zeitpunkt des Inverkehrbringens durch die Substitutionsverpflichtete oder den Substitutionsverpflichteten erfüllt worden sind und diesbezüglich ein Nachhaltigkeitsnachweis gemäß § 13 oder § 17 vorliegt.

(2) Für Biokraftstoffe und Biomethan, hergestellt aus Abfällen, Reststoffen aus land- oder forstwirtschaftlicher Produktion einschließlich der Fischerei oder von Aquakulturen, aus Reststoffen aus der Verarbeitung, aus zellulosehaltigem Non-Food-Material oder lignozellulosehaltigem Material, gilt Folgendes

(3) Zur Anrechnung von Biokraftstoffen und Biomethan gemäß Abs. 2 sowie Kraftstoffen aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A auf die Verpflichtungen nach den §§ 5, 6 und 7 bedarf es für jeden spezifischen Ausgangsstoff oder im Fall von Kraftstoffen gemäß § 2 Z 17, für jeden dieser Kraftstoffe eines entsprechenden Nachweises über die Beschaffenheit, über die Herkunft, über die Verarbeitung des Ausgangsstoffs und über den Herstellungsweg des Kraftstoffs, der mittels Antrag an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln ist. Nach positiver Prüfung des Nachweises können derartige Kraftstoffe auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden. Die Anrechenbarkeit kann eine zeitliche, regionale und mengenmäßige Beschränkung für den jeweiligen Ausgangsstoff oder Kraftstoff enthalten. Die Umweltbundesamt GmbH hat das zu verwendende Muster für einen derartigen Antrag zu veröffentlichen. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen gemäß Abs. 1 bis 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.

(4) Der Beitrag von Biokraftstoffen und Biomethan, die aus Getreide und sonstigen Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt, Zuckerpflanzen, Ölpflanzen und aus als Hauptkulturen vorrangig für die Energiegewinnung auf landwirtschaftlichen Flächen angebauten Pflanzen hergestellt werden, wird gemäß § 7 mit maximal 7 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor berücksichtigt. Das gilt nicht für Biokraftstoffe, die aus den in Anhang XIII aufgeführten Rohstoffen hergestellt werden.

(5) Für Biokraftstoffe und Biomethan, hergestellt aus Rohstoffen, die ein hohes Risiko indirekter Landnutzungsänderung aufweisen und die gemäß Artikel 3 der delegierten Verordnung (EU) 2019/807 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 im Hinblick auf die Bestimmung der Rohstoffe mit hohem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen, in deren Fall eine wesentliche Ausdehnung der Produktionsflächen auf Flächen mit hohem Kohlenstoffbestand zu beobachten ist, und die Zertifizierung von Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen mit geringem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen, ABl. Nr. L 133 vom 21.05.2019, S. 1, als derartige Rohstoffe eingestuft werden, gilt

(6) Biokraftstoffe, die in der Luftfahrt eingesetzt werden und die Bedingungen gemäß Abs. 1 erfüllen, können auf die Verpflichtungen nach § 7 entsprechend den Bedingungen in § 7a angerechnet werden.

(7) Energieerzeugnisse mit einem Bioethanolanteil von weniger als 65 % v/v, denen Bioethanol enthaltende Waren der Unterposition 3824 90 97 der Kombinierten Nomenklatur zugesetzt werden, dürfen nicht auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach den §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.

(8) Erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs können, sowohl als Kraftstoff als auch als Zwischenprodukt eingesetzt, für die Produktion konventioneller Kraftstoffe auf die Erfüllung der Verpflichtungen gemäß den §§ 5 und 7 angerechnet werden. Als Voraussetzung einer Anrechenbarkeit gilt

(9) Für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen (§ 19b) auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß § 7 gilt

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 9 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Kraftstoff

Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg)

Volumenspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/l)

Dichte

Wert

Einheit

Aus Biomasse und/oder durch Biomasseverarbeitung hergestellte Kraftstoffe

Reines Pflanzenöl (durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes Öl, roh oder raffiniert, jedoch chemisch unverändert, sofern es für den betreffenden Motorentyp geeignet ist und die entsprechenden Emissionsanforderungen erfüllt)

37

34

0,919

kg/l

Biodiesel — Fettsäuremethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Methylester)

37

33

0,892

kg/l

Biodiesel — Fettsäureethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Ethylester)

38

34

Biomethan

50

–

0,730

kg/m3(a)

Hydriertes Pflanzenöl (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes Pflanzenöl) zur Verwendung als Dieselkraftstoff

44

34

0,773

kg/l

Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz

45

30

Hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als Flüssiggasersatz

46

24

(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz

43

36

(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz

44

32

(In einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als Flüssiggasersatz

46

23

Erneuerbare Kraftstoffe, die aus verschiedenen erneuerbaren Quellen produziert werden können, darunter auch Biomasse

Methanol aus erneuerbaren Quellen

20

16

0,800

kg/l

Ethanol aus erneuerbaren Quellen

27

21

Propanol aus erneuerbaren Quellen

31

25

Butanol aus erneuerbaren Quellen

33

27

0,818

kg/l

Fischer-Tropsch-Diesel (synthetischer/s Kohlenwasserstoff (gemisch) zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz)

44

34

0,773

kg/l

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff (aus Biomasse produzierter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz)

44

33

Fischer-Tropsch-Flüssiggas (aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Flüssiggasersatz)

46

24

kg/l

DME (Dimethylether)

28

19

0,679

kg/l

Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen

120

ETBE (auf der Grundlage von Ethanol hergestellter Ethyl-Tertiär-Butylether)

36 (davon 33% aus erneuerbaren Quellen)

27 (davon 33% aus erneuerbaren Quellen)

0,750

kg/l

MTBE (auf der Grundlage von Methanol hergestellter Methyl-Tertiär-Butylether)

35 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen)

26 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen)

0,743

kg/l

TAEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär- Amyl-Ethyl-Ether)

38 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

29 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

0,763

kg/l

TAME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Amyl-Methyl-Ether)

36 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

28 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

THxEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär-Hexyl-Ethyl-Ether)

38 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

30 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

THxME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Hexyl-Methyl-Ether)

38 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

30 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

Ottokraftstoff

43

32

0,744

kg/l

Dieselkraftstoff

43

36

0,837

kg/l

CNG(a)

49,2

–

0,728

kg/m3

LNG

–

22

0,430

kg/l

(a) Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 9 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 9. (1) Lieferungen von land- und forstwirtschaftlichen Ausgangsstoffen mit einem unterschiedlichen Energiegehalt, die zur Produktion von Biokraftstoffen oder Biomethan bestimmt sind und die Anforderungen gemäß § 12 erfüllen, dürfen zur weiteren Verarbeitung vermischt werden, sofern der Umfang der Lieferungen nach ihrem Energiegehalt angepasst wird.

(2) Biokraftstoffe und/oder Biomethan, die die Anforderungen gemäß § 12 erfüllen und auf die Ziele gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann mit Biokraftstoffen und/oder Biomethan, welche die Bestimmungen gemäß § 12 nicht erfüllen, vermischt werden, wenn durch die Aufzeichnungen mittels Massenbilanzsystems gemäß § 10 eine eindeutige Zuordnung und Verfolgung der Mengen nachhaltiger und nicht nachhaltiger Biokraftstoffe und/oder nachhaltigem und nicht nachhaltigem Biomethan sichergestellt ist.

(3) Biokraftstoffe und Biomethan, die mit unterschiedlichen Nachhaltigkeitseigenschaften gemäß § 12 produziert wurden und die auf die Zielvorgaben nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann vermischt werden, wenn durch die Aufzeichnungen mittels Massenbilanzsystems gemäß § 10 nachvollziehbar sichergestellt ist, dass die Summe sämtlicher Biokraftstoffe, die dem Gemisch entnommen werden, dieselben Nachhaltigkeitseigenschaften in denselben Mengen hat wie die Summe sämtlicher Biokraftstoffe, die dem Gemisch zugefügt wurden und dass diese Bilanz innerhalb eines Zeitraums von drei Monaten erreicht wird.

(4) Die Treibhausgas-Minderungsquote eines Gemisches von Biokraftstoffen ist als gewichteter Mittelwert der jeweiligen Treibhausgas-Minderungsquoten der einzelnen Biokraftstoffe zu berechnen. Die Treibhausgas-Minderungsquoten dürfen nur dann saldiert werden, wenn alle Mengen an Biokraftstoffen, die dem Gemisch beigefügt wurden, vor der Vermischung die Erfordernisse nach § 12 erfüllt haben.

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 10 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

A.Typische Werte und Standardwerte für Biokraftstoffe und Biomethan bei Herstellung ohne Netto –CO 2-Emissionen infolge von Landnutzungsänderungen;

Herstellungsweg des Biokraftstoffs

Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

67%

59%

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

77%

73%

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

73%

68%

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

79%

76%

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

58%

47%

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

71%

64%

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventionellen-Anlagen)

48%

40%

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK- Anlage (*))

55%

48%

Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

40%

28%

Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

69%

68%

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

47%

38%

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

53%

46%

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

37%

24%

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*))

67%

Ethanol aus Zuckerrohr

70%

Ethyl-Tertiär-Butylether /ETBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether /TAEE) Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

52%

47%

Biodiesel aus Sonnenblumen

57%

52%

Biodiesel aus Sojabohnen

55%

50%

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken) 32 %

36%

19%

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

51%

45%

Biodiesel aus Altspeiseöl

88%

84%

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (**)

84%

78%

Hydriertes Rapsöl

51%

47%

Hydriertes Sonnenblumenöl

58%

54%

Hydriertes Sojaöl

55%

51%

Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)

34%

22%

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

53%

49%

Hydriertes Altspeiseöl

87%

83%

Hydrierte tierische Fette (**)

83%

77%

Reines Rapsöl

59%

57%

Reines Sonnenblumenöl

65%

64%

Reines Sojaöl

63%

61%

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

40%

30%

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

59%

57%

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

59%

57%

Reines Altspeiseöl

98%

BIOMETHAN FÜR DEN VERKEHRSSEKTOR (*1)

Biomethan-produktionssystem

Technologische Optionen

Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Gülle

Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung

117 %

72 %

Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung

133 %

94 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

190 %

179 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

206 %

202 %

Mais, gesamte Pflanze

Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung

35 %

17 %

Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung

51 %

39 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

52 %

41 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

68 %

63 %

Bioabfall

Offenes Gärrückstands-lager, keine Abgasverbrennung

43 %

20 %

Offenes Gärrückstands-lager, Abgasverbrennung

59 %

42 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

70 %

58 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

86 %

80 %

(*1)

Die Treibhausgaseinsparungen für Biomethan beziehen sich ausschließlich auf komprimiertes Biomethan gegenüber dem Komparator für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor in Höhe von 94 gCO2eq/MJ.

(*) Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird..

(**) Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (1) als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

BIOMETHAN — VERMISCHUNG VON MIST/GÜLLE UND MAIS (*1)

Biomethan-produktions-system

Technologische Optionen

Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Mist/Gülle — Mais

80 % — 20 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung (1)

62 %

35 %

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung (2)

78 %

57 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

97 %

86 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

113 %

108 %

Mist/Gülle — Mais

70 % — 30 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

53 %

29 %

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

69 %

51 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

83 %

71 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

99 %

94 %

Mist/Gülle — Mais

60 % – 40 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

48 %

25 %

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

64 %

48 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

74 %

62 %

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

90 %

84 %

(*1)

Die Treibhausgaseinsparungen für Biomethan beziehen sich ausschließlich auf komprimiertes Biomethan gegenüber dem Komparator für Fossilbrennstoffe im Verkehrssektor in Höhe von 94 gCO2eq/MJ.

(1)

Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), Membrantrenntechnik, kryogene Trennung und physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS). Dies schließt die Emission von 0,03 MJ CH4/MJ Biomethan für die Emission von Methan in den Abgasen ein.

(2)

Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), sofern das Wasser aufbereitet wird, Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), chemische Absorption (Chemical Scrubbing), physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS), Membrantrenntechnik und kryogene Trennung. Für diese Kategorie werden keine Methanemissionen berücksichtigt (das Methan im Abgas verbrennt gegebenenfalls).

Herstellungsweg des Biokraftstoffs

Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Ethanol aus Weizenstroh

85%

83%

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

83%

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

82%

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

83%

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

84%

DME aus Kulturholz in Einzelanlage

83%

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

84%

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

83%

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

89%

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

89%

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

89%

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

89%

Methyl-Tertiär-Butylether (MTBE), Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Methanol

C.Methodologie

wobei

E

= Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs

eec

= Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe;

el

= auf das Jahr umgerechnete Emissionen aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen;

ep

= Emissionen bei der Verarbeitung;

etd

= Emissionen bei Transport und Vertrieb;

eu

= Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs;

esca

= Emissionseinsparung durch Akkumulierung von Kohlenstoff im Boden infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken;

eccs

= Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid;

eccr

=.Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid

Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt.

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img2is.jpg

Dabei sind

E =Treibhausgasemissionen pro MJ Biogas oder Biomethan, das mittels Co-Vergärung einer bestimmten Mischung von Substraten produziert wird

Sn =Rohstoffanteil n am Energiegehalt En =Emissionen in gCO2/MJ für Option n gemäß Teil D dieses Anhangs (*)

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img3is.jpg

Dabei sind

Pn =Energieausbeute [MJ] pro Kilogramm Flüssiginput des Rohstoffs n (**)

Wn =Gewichtungsfaktor des Substrats n, definiert als

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img4is.jpg

Dabei sind

In =jährliches Input in den Vergärer des Substrats n [Tonne Frischmasse]

AMn =jährliche Durchschnittsfeuchte des Substrats n [kg Wasser/kg Frischmasse]

SMn =Standardfeuchte des Substrats n (***)

(*) Bei Verwendung von Mist/Gülle als Substrat wird ein Bonus von 45 gCO2eq/MJ Gülle (– 54 kg

CO2 eq/t Frischmasse) für die verbesserte landwirtschaftliche und Mist-/Güllebewirtschaftung angerechnet.

(**) Für die Berechnung der typischen Werte und der Standardwerte werden die folgenden Werte für Pn verwendet: P(Mais): 4,16 [MJBiogas/kg Feuchtmais @ 65 % Feuchte] P(Mist/Gülle): 0,50 [MJBiogas/kg Gülle @ 90 % Feuchte] P(Bioabfall): 3,41 [MJBiogas/kg Feuchtbioabfall @ 76 % Feuchte]

(***) Die folgenden Standardfeuchtewerte werden für Substrat SMn verwendet: SM(Mais): 0,65 [kg Wasser/kg Frischmasse] SM(Mist/Gülle): 0,90 [kg Wasser/kg Frischmasse] SM(Bioabfall): 0,76 [kg Wasser/kg Frischmasse]

c) Bei der Co-Vergärung von n-Substraten in einer Biogas-Anlage zur Produktion von Elektrizität oder Biomethan werden die tatsächlichen Treibhausgasemissionen des Biogases oder Biomethans wie folgt berechnet

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img5is.jpg

Dabei sind

E=Gesamtemissionen bei der Produktion des Biogases oder Biomethans vor der Energieumwandlung;

Sn =Rohstoffanteil n am Anteil des Inputs in den Vergärer;

eec,n =Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau des Rohstoffs n;

etd,Rohstoff,n =Emissionen beim Transport des Rohstoffs n zum Vergärer;

el,n =auf das Jahr umgerechnete Emissionen durch Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen für Rohstoff n;

esca =Emissionseinsparung infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken des Rohstoffs n (*);

ep =Emissionen bei der Verarbeitung;

etd,Produkt =Emissionen bei Transport und Vertrieb des Biogases und/oder Biomethans;

eu =Emissionen bei der Nutzung des Brennstoffs, d. h. bei der Verbrennung emittierte Treibhausgase;

eccs =Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von CO2; und

eccr =Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von CO2.

(*) Bei Verwendung von Mist/Gülle als Substrat für die Produktion von Biogas und Biomethan wird ein Bonus von 45 gCO2eq/MJ Mist/Gülle für die verbesserte landwirtschaftliche und Mist-/Güllebewirtschaftung auf esca angerechnet.

Werden Treibhausgasemissionen durch die Gewinnung oder den Anbau von Rohstoffen (eec) als Einheit gCO2eq/Tonne Trockenrohstoff angegeben, wird die Umwandlung in gCO2eq/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Brennstoff) wie folgt berechnet(1)

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img6is.jpg

wobei

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img7is.jpg

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img8is.jpg

Die Emissionen pro Tonne Trockenrohstoff werden wie folgt berechnet

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img9is.jpg

(1) Die Formel, mit der die Treibhausgasemissionen durch die Gewinnung oder den Anbau von Rohstoffen eec berechnet werden, beschreibt Fälle, in denen Rohstoffe in einem Schritt in Biokraftstoffe umgewandelt werden. Bei komplizierteren Versorgungsketten sind Anpassungen notwendig, damit auch die Treibhausgasemissionen eec berechnet werden, die durch die Gewinnung oder den Anbau von Rohstoffen für Zwischenprodukte verursacht werden.

CO2

1

N2O

296

CH4

25

dabei sind

(1) Bei einem solchen Nachweis kann es sich um Messungen des Kohlenstoffs im Boden handeln, beispielsweise in Form einer ersten Messung vor dem Anbau und anschließender regelmäßiger Messungen im Abstand von mehreren Jahren. In diesem Fall würde für den Anstieg des Bodenkohlenstoffs, solange der zweite Messwert noch nicht vorliegt, anhand repräsentativer Versuche oder Bodenmodelle ein Schätzwert ermittelt. Ab der zweiten Messung würden die Messwerte als Grundlage dienen, um zu ermitteln, ob und in welchem Maß der Bodenkohlenstoff steigt.

(2) Der durch Division des Molekulargewichts von CO2 (44,010 g/mol) durch das Molekulargewicht von Kohlenstoff (12,011 g/mol) gewonnene Quotient ist gleich 3,664.

(3) Kulturflächen im Sinn der Definition des IPCC

(4) Dauerkulturen sind definiert als mehrjährige Kulturpflanzen, deren Stiel normalerweise nicht jährlich geerntet wird (z. B. Niederwald mit Kurzumtrieb und Ölpalmen).

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40248949/hauptdokument.img11is.jpg

wobei

D.1. Disaggregierte Standardwerte für Biokraftstoffe

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs einschließlich N2O- Bodenemissionen

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

9,6

Ethanol aus Mais

25,5

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais

27

Ethanol aus Zuckerrohr

17,1

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

32

Biodiesel aus Sonnenblumen

26,1

Biodiesel aus Sojabohnen

21,2

Biodiesel aus Palmöl

26,0

Biodiesel aus Altspeiseöl

0

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten(**)

0

Hydriertes Rapsöl

33,4

Hydriertes Sonnenblumenöl

26,9

Hydriertes Sojaöl

22,1

Hydriertes Palmöl

27,3

Hydriertes Altspeiseöl

0

Hydriertes Tierische Fette (**)

0

Reines Rapsöl

33,4

Reines Sonnenblumenöl

27,2

Reines Sojaöl

22,2

Reines Rapsöl

27,1

Reines Palmöl

0

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ — ausschließlich für N2O-Bodenemissionen (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „eec“ für Emissionen aus dem Anbau enthalten) Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

4,9

Ethanol aus Mais

13,7

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais

14,1

Ethanol aus Zuckerrohr

2,1

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

17,6

Biodiesel aus Sonnenblumen

12,2

Biodiesel aus Sojabohnen

13,4

Biodiesel aus Palmöl

16,5

Biodiesel aus Altspeiseöl

0

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*1)

0

Hydriertes Rapsöl

18,0

Hydriertes Sonnenblumenöl

12,5

Hydriertes Sojaöl

13,7

Hydriertes Palmöl

16,9

Hydriertes Altspeiseöl

0

Hydrierte tierische Fette (*1)

0

Reines Rapsöl

17,6

Reines Sonnenblumenöl

12,2

Reines Sojaöl

13,4

Reines Palmöl

16,5

Reines Altspeiseöl

0

(*1)

Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung: „ep“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

18,8

26,3

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

9,7

13,6

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

13,2

18,5

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

7,6

10,6

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

27,4

38,3

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

15,7

22,0

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

20,8

29,1

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

14,8

20,8

Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

28,6

40,1

Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,8

2,6

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

21,0

29,3

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

15,1

21,1

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

30,3

42,5

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,5

2,2

Ethanol aus Zuckerrohr

1,3

1,8

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

11,7

16,3

Biodiesel aus Sonnenblumen

11,8

16,5

Biodiesel aus Sojabohnen

12,1

16,9

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)

30,4

42,6

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

13,2

18,5

Biodiesel aus Altspeiseöl

9,3

13,0

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)

13,6

19,1

Hydriertes Rapsöl

10,7

15,0

Hydriertes Sonnenblumenöl

10,5

14,7

Hydriertes Sojaöl

10,9

15,2

Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)

27,8

38,9

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

9,7

13,6

Hydriertes Altspeiseöl

10,2

14,3

Hydrierte tierische Fette (*2)

14,5

20,3

Reines Rapsöl

3,7

5,2

Reines Sonnenblumenöl

3,8

5,4

Reines Sojaöl

4,2

5,9

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

22,6

31,7

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

4,7

6,5

Reines Altspeiseöl

0,6

0,8

(*1)

Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird.

(*2)

Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt

Disaggregierte Standardwerte ausschließlich für die Ölgewinnung (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „ep“ für Emissionen aus der Verarbeitung enthalten)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Biodiesel aus Raps

3,0

4,2

Biodiesel aus Sonnenblumen

2,9

4,0

Biodiesel aus Sojabohnen

3,2

4,4

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)

20,9

29,2

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

3,7

5,1

Biodiesel aus Altspeiseöl

0

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*1)

4,3

6,1

Hydriertes Rapsöl

3,1

4,4

Hydriertes Sonnenblumenöl

3,0

4,1

Hydriertes Sojaöl

3,3

4,6

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

21,9

30,7

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

3,8

5,4

Hydriertes Altspeiseöl

0

Hydrierte tierische Fette (*1)

4,3

6,0

Reines Rapsöl

3,1

4,4

Reines Sonnenblumenöl

3,0

4,2

Reines Sojaöl

3,4

4,7

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

21,8

30,5

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

3,8

5,3

Reines Altspeiseöl

0

(*1)

Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

2,3

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

2,3

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,3

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,3

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,3

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,3

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

2,2

Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

2,2

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

2,2

Ethanol aus Zuckerrohr

9,7

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

1,8

Biodiesel aus Sonnenblumen

2,1

Biodiesel aus Sojabohnen

8,9

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)

6,9

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

6,9

Biodiesel aus Altspeiseöl

1,9

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)

1,6

Hydriertes Rapsöl

1,7

Hydriertes Sonnenblumenöl

2,0

Hydriertes Sojaöl

9,2

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

7,0

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

7,0

Hydriertes Altspeiseöl

1,7

Hydrierte tierische Fette (*2)

1,5

Reines Rapsöl

1,4

Reines Sonnenblumenöl

1,7

Reines Sojaöl

8,8

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

6,7

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

6,7

Reines Altspeiseöl

1,4

(*1)

Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird.

(*2)

Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Disaggregierte Standardwerte ausschließlich für den Transport und Vertrieb des fertigen Biokraftstoffs. Diese sind bereits in der Tabelle als Emissionen bei Transport und Vertrieb „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs enthalten; die folgenden Werte können jedoch hilfreich sein, wenn ein Wirtschaftsteilnehmer die tatsächlichen Transportemissionen nur für den Transport von Kulturpflanzen oder Öl angeben will.

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

1,6

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

1,6

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

1,6

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

1,6

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

1,6

Ethanol aus Zuckerrohr

6,0

Ethyl-Tertiär-Butylether (ETBE), Anteil aus Ethanol aus erneuerbaren Quellen

Wird angesehen wie beim Produktionsweg für Ethanol

Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether (TAEE), Anteil aus Ethanol aus erneuerbaren Quellen

Wird angesehen wie beim Produktionsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

1,3

Biodiesel aus Sonnenblumen

1,3

Biodiesel aus Sojabohnen

1,3

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)

1,3

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

1,3

Biodiesel aus Altspeiseöl

1,3

Biodiesel aus ausgelassenen tierischen Fetten (*2)

1,3

Hydriertes Rapsöl

1,2

Hydriertes Sonnenblumenöl

1,2

Hydriertes Sojaöl

1,2

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

1,2

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

1,2

Hydriertes Altspeiseöl

1,2

Hydrierte tierische Fette (*2)

1,2

Reines Rapsöl

0,8

Reines Sonnenblumenöl

0,8

Reines Sojaöl

0,8

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

0,8

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

0,8

Reines Altspeiseöl

0,8

(*1)

Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird.

(*2)

Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

30,7

38,2

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

21,6

25,5

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

25,1

30,4

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

19,5

22,5

Ethanol aus Zuckerrüben (ohne Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

39,3

50,2

Ethanol aus Zuckerrüben (mit Biogas aus Schlempe, Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

27,6

33,9

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

48,5

56,8

Ethanol aus Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

42,5

48,5

Ethanol aus Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

56,3

67,8

Ethanol aus Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

29,5

30,3

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

50,2

58,5

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

44,3

50,3

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

59,5

71,7

Ethanol aus anderen Getreiden, ohne Mais (forstwirtschaftliche Reststoffe als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage (*1))

30,7

31,4

Ethanol aus Zuckerrohr

28,1

28,6

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

45,5

50,1

Biodiesel aus Sonnenblumen

40,0

44,7

Biodiesel aus Sojabohnen

42,2

47,0

Biodiesel aus Palmöl (offenes Abwasserbecken)

63,3

75,5

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

46,1

51,4

Biodiesel aus Altspeiseöl

11,2

14,9

Biodiesel aus tierischen Fetten (*2)

15,2

20,7

Hydriertes Rapsöl

45,8

50,1

Hydriertes Sonnenblumenöl

39,4

43,6

Hydriertes Sojaöl

42,2

46,5

Hydriertes Palmöl (offenes Abwasserbecken)

62,1

73,2

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

44,0

47,9

Hydriertes Altspeiseöl

11,9

16,0

Hydrierte tierische Fette (*2)

16,0

21,8

Reines Rapsöl

38,5

40,0

Reines Sonnenblumenöl

32,7

34,3

Reines Sojaöl

35,2

36,9

Reines Palmöl (offenes Abwasserbecken)

56,4

65,5

Reines Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

38,5

40,3

Reines Altspeiseöl

2,0

2,2

(*1)

Standardwerte für KWK-Verfahren gelten nur, wenn die gesamte Prozesswärme durch KWK erzeugt wird.

(*2)

Hinweis: Gilt nur für Biokraftstoffe aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 1 bzw. 2 eingestuft werden; in diesem Fall werden Emissionen im Zusammenhang mit der Entseuchung als Teil der Tierkörperverwertung nicht berücksichtigt.

2. Disaggregierte Standardwerte für Biomethan

Biomethanproduktionssystem

Technologische Optionen

TYPISCHER WERT [gCO2eq/MJ]

STANDARDWERT [gCO2eq/MJ]

Anbau

Verarbeitung

Aufbereitung

Transport

Kompression an der Tankstelle

Gutschrift für Mist-/Güllenutzung

Anbau

Verarbeitung

Aufbereitung

Transport

Kompression an der Tankstelle

Gutschrift für Mist-/ Güllenutzung

Gülle

Offenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

0,0

84,2

19,5

1,0

3,3

– 124,4

0,0

117,9

27,3

1,0

4,6

– 124,4

Abgasverbrennung

0,0

84,2

4,5

1,0

3,3

– 124,4

0,0

117,9

6,3

1,0

4,6

– 124,4

Geschlossenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

0,0

3,2

19,5

0,9

3,3

– 111,9

0,0

4,4

27,3

0,9

4,6

– 111,9

Abgasverbrennung

0,0

3,2

4,5

0,9

3,3

– 111,9

0,0

4,4

6,3

0,9

4,6

– 111,9

Mais, gesamte Pflanze

Offenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

18,1

20,1

19,5

0,0

3,3

—

18,1

28,1

27,3

0,0

4,6

—

Abgasverbrennung

18,1

20,1

4,5

0,0

3,3

—

18,1

28,1

6,3

0,0

4,6

—

Geschlossenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

17,6

4,3

19,5

0,0

3,3

—

17,6

6,0

27,3

0,0

4,6

—

Abgasverbrennung

17,6

4,3

4,5

0,0

3,3

—

17,6

6,0

6,3

0,0

4,6

—

Bioabfall

Offenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

0,0

30,6

19,5

0,6

3,3

—

0,0

42,8

27,3

0,6

4,6

—

Abgasverbrennung

0,0

30,6

4,5

0,6

3,3

—

0,0

42,8

6,3

0,6

4,6

—

Geschlossenes Gärrückstandslager

keine Abgasverbrennung

0,0

5,1

19,5

0,5

3,3

—

0,0

7,2

27,3

0,5

4,6

—

Abgasverbrennung

0,0

5,1

4,5

0,5

3,3

—

0,0

7,2

6,3

0,5

4,6

—

Typische Werte und Standardwerte für Biomethan

Biomethanproduktionssystem

Technologische Optionen

Treibhausgas-emissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgas-emissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Biomethan aus Gülle

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung (1)

– 20

22

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung (2)

– 35

1

Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung

– 88

– 79

Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung

– 103

– 100

Biomethan aus Mais (gesamte Pflanze)

Offenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung

58

73

Offenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung

43

52

Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung

41

51

Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung

26

30

Biomethan aus Bioabfall

Offenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung

51

71

Offenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung

36

50

Geschlossenes Gärrück-standslager, keine Abgasverbrennung

25

35

Geschlossenes Gärrück-standslager, Abgasverbrennung

10

14

(1)

Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), Membrantrenntechnik, kryogene Trennung und physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS). Dies schließt die Emission von 0,03 MJ CH4/MJ Biomethan für die Emission von Methan in den Abgasen ein.

(2)

Diese Kategorie umfasst die folgenden technologischen Kategorien zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan: Druckwasserwäsche (Pressurised Water Scrubbing — PWS), sofern das Wasser aufbereitet wird, Druckwechsel-Adsorption (Pressure Swing Adsorption — PSA), chemische Absorption (Chemical Scrubbing), physikalische Absorption mit einem organischen Lösungsmittel (Organic Physical Scrubbing — OPS), Membrantrenntechnik und kryogene Trennung. Für diese Kategorie werden keine Methanemissionen berücksichtigt (das Methan im Abgas verbrennt gegebenenfalls).

Typische Werte und Standardwerte — Biomethan — Vermischung von Mist/Gülle und Mais: Treibhausgasemissionen mit Anteilsangaben auf Grundlage von Frischmasse

Biomethanproduktionssystem

Technologische Optionen

Typischer Wert

Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Mist/Gülle — Mais

80 % — 20 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

32

57

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

17

36

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

– 1

9

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

– 16

– 12

Mist/Gülle — Mais

70 % — 30 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

41

62

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

26

41

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

13

22

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

– 2

1

Mist/Gülle — Mais

60 % – 40 %

Offenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

46

66

Offenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

31

45

Geschlossenes Gärrückstandslager, keine Abgasverbrennung

22

31

Geschlossenes Gärrückstandslager, Abgasverbrennung

7

10

Bei Biomethan, das in Form von komprimiertem Biomethan als Kraftstoff für den Verkehr verwendet wird, müssen zu den typischen Werten 3,3 gCO2eq/MJ Biomethan und zu den Standardwerten 4,6 gCO2eq/MJ Biomethan addiert werden.

Disaggregierte Standardwerte für den Anbau: „eec“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs einschließlich N2O- Emissionen (darunter Späne von Holzabfall oder Kulturholz)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

1,8

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

3,3

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

8,2

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

3,3

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

8,2

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

3,1

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

7,6

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

3,1

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

7,6

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,5

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,5

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,5

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,5

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für N2O-Bodenemissionen (diese sind bereits in den disaggregierten Werten in Tabelle „eec“ für Emissionen aus dem Anbau enthalten)

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

0

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

4,4

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

4,4

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

4,1

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

4,1

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung: „ep“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

4,8

6,8

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

0,1

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

0,1

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

0,1

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

0,1

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

0

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

0

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

0

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

0

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte für den Transport und Vertrieb: „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

7,1

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

12,2

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

8,4

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

12,2

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

8,4

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

12,1

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

8,6

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

12,1

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

8,6

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

7,7

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

7,9

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

7,7

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

7,9

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Disaggregierte Standardwerte nur für den Transport und Vertrieb des fertigen Brennstoffs. Diese sind bereits in der Tabelle als Emissionen bei Transport und Vertrieb „etd“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs enthalten; die folgenden Werte können jedoch hilfreich sein, wenn ein Wirtschaftsteilnehmer die tatsächlichen Transportemissionen nur für den Rohstofftransport angeben will.

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

1,6

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

1,2

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

1,2

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

1,2

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

1,2

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

2,0

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

2,0

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

2,0

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

2,0

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,0

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,0

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,0

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

2,0

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

Produktionsweg der Biokraftstoffe und flüssigen Biobrennstoffe

Treibhausgasemissionen — typischer Wert

(gCO2eq/MJ)

Treibhausgasemissionen — Standardwert

(gCO2eq/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

13,7

15,7

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz in Einzelanlage

15,6

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz in Einzelanlage

16,7

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Abfallholz in Einzelanlage

15,6

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus Kulturholz in Einzelanlage

16,7

Dimethylether (DME) aus Abfallholz in Einzelanlage

15,2

Dimethylether (DME) aus Kulturholz in Einzelanlage

16,2

Methanol aus Abfallholz in Einzelanlage

15,2

Methanol aus Kulturholz in Einzelanlage

16,2

Fischer-Tropsch-Diesel aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

10,2

Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

10,4

Dimethylether (DME) aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

10,2

Methanol aus der Vergasung von Schwarzlauge, integriert in Zellstofffabrik

10,4

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Produktionsweg für Methanol

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 10a Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

A

Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff (CO2-Äquivalent in g/MJ) angegeben.

1. Für die Berechnung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen werden die Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Lachgas/Distickstoffoxid (N2O) und Methan (CH4) berücksichtigt. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden Emissionen dieser Gase wie folgt nach Emissionen in CO2-Äquivalent gewichtet: CO2: 1; CH4: 25; N2O: 298

2. Die Emissionen aus der Herstellung von Maschinen und Ausrüstungen für die Förderung, Produktion, Raffinierung und den Verbrauch von fossilen Kraftstoffen fließen nicht in die Berechnung von Treibhausgasemissionen ein.

3. Die Treibhausgasintensität eines Meldeverpflichteten, die sich aus den Lebenszyklustreibhausgasemissionen sämtlicher gelieferter Kraftstoffe und der gesamten gelieferten Energie ergibt, wird nach der nachstehenden Formel berechnet

/Dokumente/Bundesnormen/NOR40201680/image001.jpg

Treibhausgasintensität eines Meldeverpflichteten(#)

Dabei ist

Vorherrschende Umwandlungstechnologie

Effizienzfaktor

Verbrennungsmotor

1

Batteriegestützter Elektroantrieb

0,4

Wasserstoffzellengestützter Elektroantrieb

0,4

B

Energiegehalt von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs entsprechend des „Well-to-Tank-Report“ (Version 4) vom Juli 2013

Kraftstoff

Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg)

Dichte

Wert

Einheit

Ottokraftstoff

43,2

745

kg/m3

Dieselkraftstoff

43,1

832

kg/m3

Syn Diesel

44

780

kg/m3

Methanol

19,9

793

kg/m3

MTBE

35,1

745

kg/m3

ETBE

36,3

750

kg/m3

CNG (EU mix)25

45,1

0,792

kg/m3

CNG (Russland)26

49,2

0,728

kg/m3

LPG27

46

2,237

kg/m3

Wasserstoff28

120,1

0,089

kg/m3

C

Formel zur Meldung der Menge des verbrauchten elektrischen Stroms

Verbrauchter elektrischer Strom = zurückgelegte Strecke (km) × Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km)

D

Durchschnittliche Standardwerte für Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und elektrischem Strom

Spalte 1

Spalte 2

Spalte 3

Spalte 4

Rohstoffquelle und Verfahren

In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff

Lebenszyklustreibhausgasintensität (in CO2-Äquivalent in g/MJ)

Gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität (in CO2-Äquivalent in g/MJ)

Konventionelles Rohöl

Ottokraftstoff

93,2

93,3

Verflüssigtes Erdgas

94,3

Verflüssigte Kohle

172

Naturbitumen

107

Ölschiefer

131,3

Konventionelles Rohöl

Diesel- oder Gasölkraftstoffe

95

95,1

Verflüssigtes Erdgas

94,3

Verflüssigte Kohle

172

Naturbitumen

108,5

Ölschiefer

133,7

Alle fossilen Quellen

Flüssiggas im Fremdzündungsmotor

73,6

Erdgas, EU-Mix

Komprimiertes Erdgas im Fremdzündungsmotor

69,3

Erdgas, EU-Mix

Verflüssigtes Erdgas im Fremdzündungsmotor

74,5

Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeisten Elektrolyse

Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungsmotor

3,3

Erdgas mit Dampfreformierung

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

104,3

Vollständig durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

9,1

Kohle

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

234,4

Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

52,7

Altkunststoff aus fossilen Einsatzstoffen

Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff

86

E

Obergrenzen für die Anrechnung von Upstream Emissons-Reduktionen

Die Obergrenzen hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen gelten jeweils spezifisch für die einzelnen Kraftstoffe und sind wie folgt zu berechnen

Die maximal anrechenbare Menge an Upstream Emissions-Reduktionen in CO2-Äquivalent ergibt sich für die Anrechenbarkeit hinsichtlich der Summe der öl-basierten Produkte aus

MJOttokraftstoffx11.0+MJDieselkraftstoffx11.3+𝛼 x MJLPGx6.2

Die maximal anrechenbare Menge an Upstream Emissions-Reduktionen in CO2-Äquivalent ergibt sich für die Anrechenbarkeit hinsichtlich der Summe der gas-basierten Produkte aus

MJCNGx9.1+MJLNGx15.0+(1−𝛼)xMJLPGx6.2

LPG kann unabhängig von der Rohstoffbasis in beiden Fällen angerechnet werden, wobei 𝛼 dabei den durch den Verpflichteten wählbaren Anteil zwischen 0 und 1 des in Verkehr gebrachten LPG angibt.

________________________

25 Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K

26 Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K

27 Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K

28 Einheit „kg/m3“: bei Normbedingungen p=1,013 bar; T= 273,15 K

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 10 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 10. (1) Betriebe, die Biokraftstoffe oder Biomethan herstellen, die auf die Ziele gemäß § § 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, oder mit solchen handeln, sind verpflichtet, den lückenlosen Nachweis der Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien durch die Verwendung eines Massenbilanzsystems zu gewährleisten. Das Massenbilanzsystem hat insbesondere folgende Angaben zu enthalten

(2) Bei der Produktion von Biokraftstoffen oder Biomethan sowie von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs sind die Angaben hinsichtlich der Nachhaltigkeitskriterien und der Lebenszyklustreibhausgasemissionen im Einklang mit folgenden Bestimmungen dem Output zuzuordnen und anzupassen

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

Anl. 11 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Ausgangsstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen dürfen nicht von folgenden Flächen mit hohem Wert hinsichtlich der biologischen Vielfalt stammen, das heißt von Flächen, die im oder nach Januar 2008 folgenden Status hatten, unabhängig davon, ob die Flächen noch diesen Status haben

Bundesrecht Kraftstoffverordnung 2012

§ 11 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 11. (1) Der erneuerbare Anteil von elektrischem Strom, der durch Letztverbraucherinnen oder Letztverbraucher nachweislich im Verpflichtungsjahr als Antrieb für elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet geladen wurde und von Begünstigten gemäß § 2 Z 36 stammt, kann einmalig auf die Verpflichtungen nach den §§ 5 und/oder 7 angerechnet werden. Die entsprechenden spezifischen österreichischen Treibhausgasemissionswerte für elektrischen Strom werden jährlich auf der Homepage der Umweltbundesamt GmbH veröffentlicht.

(2) Anträge zur Anrechnung von Strommengen bei der Umweltbundesamt GmbH sind durch Antragsberechtigte für Strommengen zu stellen. Die Mindestmenge an elektrischem Strom, die zur Anrechnung gebracht werden kann, beträgt 100 000 kWh im spezifischen Berichtsjahr.

(3) Begünstigte können einmal jährlich per Vertrag mit einer Antragsberechtigten oder einem Antragsberechtigten für den Geltungszeitraum von maximal einem Verpflichtungsjahr, zum Zwecke der Anrechenbarkeit dieser Strommenge, die Einreichung gemäß Abs. 8 ihrer, an elektrisch betriebenen Fahrzeuge abgegebene Strommengen, vereinbaren.

(4) Für nachweislich zuordenbare elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge (§ 2 Z 36 lit. b) haben die Antragsberechtigten für Strommengen Folgendes sicherzustellen

(5) Von den Antragsberechtigten für Strommengen sind für alle gemäß Abs. 8 eingereichten Strommengen, ab dem Zeitpunkt der Einreichung der Daten gemäß Abs. 8, die zu Grunde liegenden Daten der Einreichung der Strommengen in einer Datenbank für die Dauer von drei Jahren aufzubewahren und im Fall einer Kontrolle gemäß § 18 zugänglich zu machen.

(6) Als Anteil an erneuerbarer Elektrizität für die Anrechnung gemäß Abs. 1 wird dabei der durchschnittliche Anteil von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen von im Bundesgebiet bereitgestelltem elektrischen Strom, gemessen zwei Jahre vor dem Verpflichtungsjahr, herangezogen.

(7) Abweichend von Abs. 6, kann Elektrizität unter folgenden Voraussetzungen in vollem Umfang als erneuerbare Elektrizität angerechnet werden

(8) Soll der erneuerbare Anteil von Strom, der nachweislich im Verpflichtungsjahr gemäß Abs. 1 eingesetzt wurde und auf die Verpflichtungen nach § 5 und § 7 angerechnet werden, so sind im Zeitraum vom 1. Jänner bis zum 1. März des dem Verpflichtungsjahr folgenden Kalenderjahres von der Antragsberechtigten oder vom Antragsberechtigten für Strommengen einmal ein Antrag in elektronischer Form nach dem von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Muster an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln, welcher insbesondere folgende Daten enthält

(8a) Stellt die Umweltbundesamt GmbH einen Mangel in einem Antrag nach Abs. 8 fest, so kann sie der oder dem Antragsberechtigten für Strommengen die Behebung des Mangels innerhalb einer angemessenen Frist mit der Wirkung auftragen, dass der Antrag nach fruchtlosem Ablauf der Frist von der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie zurückgewiesen wird.

(8b) Stellt die Umweltbundesamt GmbH Mehrfachübertragungen von Begünstigten auf Antragsberechtigte oder mehrfache Beantragungen gleicher Strommengen fest, so hat die Behebung dieses Mangels von der Umweltbundesamt GmbH nach Abs. 8a zu erfolgen. Sollte die festgestellte Mehrfachübertragung nach Ablauf der Frist weiter bestehen, wird die einschlägige Menge so aufgeteilt, dass jeder und jedem Antragsberechtigten für Strommengen, die oder der von der Mehrfachübertragung betroffen ist, ein gleicher Anteil der einschlägigen Strommenge zugerechnet wird.

(9) Die Umweltbundesamt GmbH stellt nach positiver Prüfung der übermittelten Unterlagen für die nachvollziehbar abgegebene Menge an aus erneuerbarer Energie erzeugtem elektrischen Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen eine Bescheinigung aus, die in Summe oder in Teilen an nach den §§ 5 und 7 Verpflichteten auf die entsprechenden Ziele gemäß § 7a nach dem von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Muster angerechnet werden kann. Die Umweltbundesamt GmbH übermittelt die Daten der positiv geprüften Anträge gesammelt an die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie. Die anrechenbare Menge an aus erneuerbarer Energie erzeugtem elektrischen Strom wird dabei mit dem Vierfachen des Energiegehalts auf das Ziel nach § 7 angerechnet.

(10) Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von elektrischem Strom nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, so übermittelt die Umweltbundesamt GmbH einen begründeten Bericht an die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie, die über den Antrag per Bescheid binnen 6 Monaten ab Antragsstellung entscheidet.

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Anl. 12 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Teil A. Vorläufige geschätzte Emissionen infolge von indirekten Landnutzungsänderungen durch Biokraftstoffe (CO2-Äquivalent in g/MJ) (+)

Rohstoffgruppe

Mittelwert (*)

Aus der Sensitivitätsanalyse

abgeleitete Bandbreite zwischen den Perzentilen (**)

Getreide und sonstige Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt

12

8 bis 16

Zuckerpflanzen

13

4 bis 17

Ölpflanzen

55

33 bis 66

(*) Die hier aufgenommenen Mittelwerte stellen einen gewichteten Durchschnitt der individuell dargestellten Rohstoffwerte dar.

(**)Die hier berücksichtigte Bandbreite entspricht 90 % der Ergebnisse unter Verwendung des aus der Analyse resultierenden fünften und fünfundneunzigsten Perzentilwerts. Das fünfte Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 5 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse unter 8, 4 und 33 CO2-Äquivalent in g/MJ). Das fünfundneunzigste Perzentil deutet auf einen Wert hin, unter dem 95 % der Beobachtungen angesiedelt waren (d. h. 5 % der verwendeten Gesamtdaten zeigten Ergebnisse über 16, 17 und 66 CO2-Äquivalent in g/MJ), Amtsblatt der Europäischen Union DE L 239/25 vom 15.09.2015

Teil B. Biokraftstoffe, bei denen die Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen mit Null angesetzt werden

Bei Biokraftstoffen, die aus den folgenden Kategorien von Rohstoffen hergestellt werden, werden die geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen mit Null angesetzt

___________________________

29 Dauerkulturen sind definiert als mehrjährige Kulturpflanzen, deren Stiel normalerweise nicht jährlich geerntet wird (z. B. Niederwald mit Kurzumtrieb und Ölpalmen)

30 Die hier aufgenommenen Mittelwerte stellen einen gewichteten Durchschnitt der individuell dargestellten Rohstoffwerte dar.

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§ 12 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 12. (1) Für Ausgangsstoffe von Biokraftstoffen und Biomethan, die auf die Erfüllung der Verpflichtungen nach den §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, sind die in Anhang XI angeführten Nachhaltigkeitskriterien einzuhalten.

(2) Bei Verwendung landwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für nachhaltige Biokraftstoffe und Biomethan gelten die Anforderungen der Verordnung der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus über nachhaltige landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe (Nachhaltige landwirtschaftliche Ausgangsstoffe-Verordnung-NLAV), BGBl. II Nr. 124/2018. Bei Verwendung forstwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für die Produktion nachhaltiger Biokraftstoffe ist die Erfüllung der Rechtsvorschriften über forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe Voraussetzung.

(3) Für Biokraftstoffe und Biomethan, die auf die Ziele gemäß den §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, gilt Folgendes

(4) Biokraftstoffe und Biomethan gelten nur dann als nachhaltig, wenn diese Biokraftstoffe oder der entsprechende Nachweis ihrer Nachhaltigkeit gemäß § 13 noch nicht in einem anderen Mitgliedstaat auf die Verpflichtung gemäß Art. 25 Abs. 1 der Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen angerechnet wurden.

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Anl. 13 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

Rohstoffe zur Produktion von fortschrittlichen Biokraftstoffen und Biomethan

Rohstoffe zur Produktion von Biokraftstoffen und Biomethan

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§ 13 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 13. (1) Die Nachhaltigkeit von Biokraftstoffen und Biomethan ist mittels Nachhaltigkeitsnachweis nachzuweisen und zu dokumentieren.

(2) Betriebe, die im Bundesgebiet Biokraftstoffe oder Biomethan herstellen und denen keine weiteren Betriebe zur Biokraftstoff- oder Biomethanherstellung nachgelagert sind und die die Nachhaltigkeit ihrer produzierten Biokraftstoffe und/oder des produzierten Biomethans nicht ausschließlich mit einem Nachhaltigkeitssystem gemäß § 17 Abs. 3 nachweisen, dürfen für die hergestellten Biokraftstoffe und/oder Biomethan Nachhaltigkeitsnachweise ausstellen, sofern

(3) Die Ausstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen hat spätestens bei Eigentumsübergang der Ware zu erfolgen. Die Nachhaltigkeitsnachweise sind unverzüglich nach der Ausstellung in elektronischer Form in elNa an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.

(4) Für Biokraftstoffe, die in Betrieben in anderen Mitgliedstaaten oder Drittstaaten hergestellt werden, und die auf die Ziele gemäß §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, ist der Nachweis der Nachhaltigkeit gemäß § 17 zu erbringen.

(5) Für Biokraftstoffe und Biomethan, die aus Abfall oder Reststoffen, mit Ausnahme von land- oder forstwirtschaftlichen Reststoffen und Reststoffen aus Fischerei und Aquakulturen, hergestellt worden sind und den in § 8 Abs. 2 Z 1 und 2 genannten Bedingungen entsprechen, entfällt der Nachweis über die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien für die Ausgangsstoffe.

(6) Nachhaltigkeitsnachweise haben mindestens folgende Angaben zu enthalten

(7) Nachhaltigkeitsnachweise sind nach dem von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Muster in elNa auszustellen.

(8) Für Nachhaltigkeits-Teilnachweise gilt Folgendes

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§ 14 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 14. (1) Betriebe, die Biokraftstoffe oder Biomethan produzieren und die im Bundesgebiet Nachhaltigkeitsnachweise ausstellen, können sich bei der Umweltbundesamt GmbH registrieren lassen. Die Registrierung erfolgt elektronisch über elNa. Im Rahmen der Registrierung prüft die Umweltbundesamt GmbH für die vom Betrieb eingebrachten definierten Betriebszustände die Erfüllung der Anforderungen des Betriebs zur Ausstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen.

(2) Teil der Registrierung ist eine von der Umweltbundesamt GmbH durchzuführende Schulung der Betriebe, insbesondere bezüglich der Verwendung von elNa.

(3) Mit der Registrierung erhält jeder Betrieb für die vom Betrieb eingebrachten und von der Umweltbundesamt GmbH geprüften Betriebszustände eine eindeutige Registrierungsnummer, die auf den ausgestellten Nachhaltigkeitsnachweisen anzuführen ist. Ab Erhalt einer Registrierungsnummer ist dieser Betrieb befähigt, für die im Rahmen der Registrierung geprüften definierten Herstellungsprozesse Nachhaltigkeitsnachweise in elNa auszustellen.

(4) Betriebe haben die Registrierung umgehend zu erneuern, wenn einer der folgenden Umstände eintritt

(5) Änderungen gemäß Abs. 4 und Änderungen, die Firmendaten betreffen, sind der Umweltbundesamt GmbH in ausreichend dokumentierter Form unverzüglich schriftlich zur Kenntnis zu bringen. Die Umweltbundesamt GmbH hat auf Basis der eingebrachten Unterlagen die Änderungen gegenüber der Erstregistrierung zu prüfen und bei Vorliegen der Voraussetzungen des Betriebs zur Ausstellung von Nachhaltigkeitsnachweisen die Registrierung des Betriebs zu bestätigen. Bei Nichtvorliegen der Voraussetzungen erlischt die Registrierung.

(6) Betriebe, die nach § 2 Z 40 meldepflichtig sind oder die Biokraftstoffe und/oder Biomethan im Bundesgebiet produzieren und die Nachhaltigkeit ihrer gesamten produzierten Biokraftstoffe und/oder des produzierten Biomethans ausschließlich mit einem Nachhaltigkeitssystem gemäß § 17 Abs. 3 nachweisen sowie Betriebe, die Kraftstoffe handeln, die im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden, haben sich bei der Umweltbundesamt GmbH einer vereinfachten Registrierung zu unterziehen. Teil der vereinfachten Registrierung ist eine von der Umweltbundesamt GmbH durchzuführende Schulung der Betriebe, insbesondere bezüglich der Verwendung von elNa. Mit der vereinfachten Registrierung erhält jeder Betrieb eine eindeutige Registrierungsnummer. Änderungen, die Firmendaten betreffen, sind der Umweltbundesamt GmbH in ausreichend dokumentierter Form unverzüglich schriftlich zur Kenntnis zu bringen. Voraussetzungen für eine Registrierung und vereinfachte Registrierung ist eine Zertifizierung aller Standorte an denen nachhaltige Biokraftstoffe und/oder Biomethan produziert, gehandelt oder gelagert werden durch ein in Österreich anerkanntes Zertifizierungssystem. Für bereits registrierte Betriebe ist dieser Nachweis bis 1. Jänner 2024 zu erbringen.

(6a) Antragsberechtigte für Strommengen gemäß § 2 Z 37 müssen sich bei der Umweltbundesamt GmbH bis spätestens 31. Jänner des dem Berichtsjahr folgenden Jahres registrieren. Im Rahmen der Registrierung ist nach dem von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Muster

(7) Eine Zertifizierungsstelle, die von einem in Österreich anerkannten Zertifizierungssystem anerkannt ist und in Österreich Betriebe hinsichtlich der Einhaltung der Anforderungen gemäß den §§ 8, 9, 10, 12 und 13 auditiert, muss sich bei der Umweltbundesamt GmbH registrieren. Für Zertifizierungsstellen, die bis 31. Dezember 2022 in Österreich Audits gemäß den §§ 8, 9, 10, 12 und 13 durchgeführt haben, hat diese Registrierung bis spätestens 1. Jänner 2024 zu erfolgen.

(8) Die Umweltbundesamt GmbH hat ein Verzeichnis der registrierten Betriebe, der Antragsberechtigten für Strommengen und der Zertifizierungsstellen zu führen und zu veröffentlichen.

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§ 17 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 17. (1) Nachhaltigkeitsnachweise, die aus anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union stammen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen, wenn sie durch die von der Behörde benannten Stelle, die in diesem Mitgliedstaat für die Nachweisführung zuständig ist, anerkannt sind.

(2) Nachhaltigkeitsnachweise, die aus Drittstaaten stammen und die gemäß einem Beschluss der Europäischen Kommission nach Art. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG auf Basis eines Vertrags, den die Europäische Union mit einem Drittstaat geschlossen hat, den Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG entsprechen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen.

(3) Nachhaltigkeitsnachweise, die gemäß einem Beschluss der Europäischen Kommission nach Art. 30 Abs. 4 und 6 der Richtlinie (EU) 2018/2001 und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG auf Basis freiwilliger nationaler oder internationaler Regelungen die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG erfüllen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen.

(Anm.: Abs. 4 aufgehoben durch Z 32, BGBl. II Nr. 452/2022)

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§ 18 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 18. (1) Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie ist berechtigt, die Einhaltung der Bestimmungen dieser Verordnung zu kontrollieren. Die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie kann sich dabei unter Bedachtnahme auf die Grundsätze der Sparsamkeit, Wirtschaftlichkeit und Zweckmäßigkeit der Umweltbundesamt GmbH bedienen, die im Rahmen ihrer gemäß § 6 des Umweltkontrollgesetzes, BGBl. I Nr. 152/1998, in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 40/2014, übertragenen Aufgaben tätig wird. In diesem Fall ist das Ergebnis der Prüfung in Form eines Kurzberichts an die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie zu übermitteln. Die Weisungsbefugnis der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie bleibt unberührt.

(2) Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß § 3 sind gemäß Art. 8 der Richtlinie 98/70/EG, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513, stichprobenartig durchzuführen.

(3) Für die folgenden risikobasierten und stichprobenartig durchgeführten spezifischen Kontrollen gilt Folgendes

(4) Die zu kontrollierenden Substitutions-, Berichtspflichtigen, Antragsberechtigten für Strommengen und Zertifizierungsstellen haben die für die Kontrolltätigkeit notwendigen Auskünfte zu erteilen, Einsichtnahme in die Aufzeichnungen zu gewähren, auf Verlangen unentgeltlich Ausdrucke, Kopien oder Datensätze zur Verfügung zu stellen sowie Zutritt zu den Betriebsstätten zu gestatten. Die Überwachungstätigkeit ist während der Betriebszeiten in angemessener Weise durchzuführen.

(5) Sollten bei einer Kontrolle der Umweltbundesamt GmbH ein oder mehrere schwere Mängel nach Abs. 3 festgestellt werden, kann die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie nach Übermittlung des Berichts nach Abs. 1 über den befristeten oder dauerhaften Entzug der Registrierung (Abs. 3 Z 2, Z 4 und Z 5) des oder der Betroffenen per Bescheid binnen 6 Monaten ab dem Tag der Kontrolle entscheiden.

(6) Nach einem rechtskräftigen dauerhaften Entzug der Registrierung ist eine erneute Registrierung möglich, wenn die Umweltbundesamt GmbH nach einer im Vorfeld der Registrierung durchzuführenden Kontrolle keine schweren Mängel feststellt. Sollte die Umweltbundesamt GmbH einer erneuten Registrierung nicht zustimmen, kann der oder die Betroffene einen Antrag auf Entscheidung über die Möglichkeit einer erneuten Registrierung durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie per Bescheid stellen.

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§ 19 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 19. (1) Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen und/oder Biomethan erzielte Einsparung bei den Lebenszyklustreibhausgasemissionen wird berechnet

(2) Für die zur Berechnung von tatsächlichen Werten von Lebenszyklustreibhausgasemissionen notwendigen grundlegenden spezifischen Annahmen und Faktoren sind die von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Werte zu verwenden.

(3) Für im Bundesgebiet hergestellte Biokraftstoffe und Biomethan, für die keine Standardwerte gemäß Anhang X vorliegen, sind für die Emissionsberechnungen tatsächlichen Werte oder die im Verlautbarungsblatt der Agrarmarkt Austria oder die durch die Umweltbundesamt GmbH veröffentlichten Werte heranzuziehen.

(4) Für die Einhaltung der Bestimmungen gemäß § 12 Abs. 3 ist der Referenzwert von 94 CO2-Äquivalent in g/MJ zu verwenden.

(Anm.: Abs. 5 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 259/2014)

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§ 19a Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 19a. (1) Die Berechnung der Treibhausgasintensität einer Meldeverpflichteten oder eines Meldeverpflichteten gemäß § 7 erfolgt entsprechend Anhang Xa Teil A.

(2) Die für die Berechnung gemäß Abs. 1 benötigten Mengen der einzelnen Kraftstoffarten ergeben sich aus den übermittelten Daten gemäß Anhang I Tabelle 1 Z 17 „POSITIONSDATEN e-VD“ Buchstabe d „Menge“, Buchstabe f „Nettogewicht“ und Buchstabe o „Dichte“ der Verordnung (EU) 2022/1636 der Kommission vom 5. Juli 2022 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2020/262 des Rates durch Festlegung von Struktur und Inhalt der im Zusammenhang mit der Beförderung verbrauchsteuerpflichtiger Waren ausgetauschten Dokumente und durch Festlegung von Schwellenwerten für Verluste aufgrund der Beschaffenheit der Waren, ABl. Nr. L 247 vom 23.09.2022 S. 2.

(3) Die Umrechnung der Kraftstoffmengen in die unteren Heizwerte erfolgt für Biokraftstoff- und Biomethanmengen anhand der in Anhang IX aufgeführten Energiedichten und für Mengen von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs anhand der im Anhang Xa Teil B angeführten Werte.

(4) Für die Berechnung der Energiemengen gemeinsam verarbeiteter Ausgangsstoffe oder Kraftstoffmengen gilt Folgendes

(5) Die Upstream-Emissions-Reduktionen (UER) werden entsprechend den Anforderungen des § 19b ermittelt.

(6) Die Treibhausgasintensität jedes Kraftstoffs oder Energieträgers ist wie folgt zu berechnen

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§ 19b Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 19b. (1) Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten gemäß § 2 Z 24, die in einem beliebigen Land bei Förderstellen von fossilen Rohstoffen bzw. im Upstream Bereich generiert wurden, können von einem nach § 7 Verpflichteten zur Anerkennung eingereicht und auf die Treibhausgasintensität eines beliebigen Kraftstoffes angerechnet werden. Die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele gemäß § 7 kann erfolgen, wenn

(2) Der Antrag für ein in Österreich anzuerkennendes Projekt zur Reduktion von Upstream Emissionen muss den folgenden Bedingungen entsprechen

(3) Upstream Emissions-Reduktionen (UER) im Rahmen eines Projekts, das in Österreich entsprechend eines Antrags gemäß Abs. 2 anerkannt werden soll, müssen nach den folgenden Bestimmungen abgeschätzt, validiert und verifiziert werden

(4) Die Anrechnung von zertifizierten Emissionsreduktionen gemäß Abs. 1 Z 3c als Upstream Emissions-Reduktionen ist möglich, sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH vorliegt, dass

(5) Ein Antrag hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf das Ziel gemäß § 7 muss unter Einhaltung der folgenden Bedingungen durch einen Verpflichteten bzw. durch eine Gruppe von Verpflichteten gemäß § 7 oder im Falle der Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen des § 7 auf Dritte gemäß § 7a durch Dritte gestellt werden. Die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen. Der Antrag ist bis spätestens 30. Juni des dem Verpflichtungsjahr folgenden Jahres in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten und hat folgende Angaben zu enthalten

(6) Die Anträge gemäß Abs. 2 und Abs. 5 sind durch die Umweltbundesamt GmbH zu prüfen, wobei im Falle von Unklarheiten und unzureichenden Angaben durch die Umweltbundesamt GmbH gestellt werden können. Die Umweltbundesamt GmbH ist dabei auch berechtigt, die Beilegung einer Übersetzung durch eine gerichtlich beeidete Dolmetscherin oder einen gerichtlich beeideten Dolmetscher zu fordern. Im Falle eines positiv beurteilten Antrages gemäß Abs. 5 hat die Umweltbundesamt GmbH die entsprechenden Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele nach § 7 anzurechnen, den mit einer eindeutigen Nummer versehenen Antrag zu veröffentlichen und die zur Identifikation der angerechneten Upstream Emissions-Reduktionen notwendigen Daten unverzüglich an die für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen zuständige Behörde der anderen Mitgliedstaaten zu senden. Werden die Voraussetzungen für den Antrag nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie abzulehnen.

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§ 20 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 20. (1) Berichtspflichtiger ist

(2) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 Z 1 haben der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie jährlich einen Bericht vorzulegen, der insbesondere folgende Angaben zu enthalten hat

(3) Wird die Erfüllung einer Verpflichtung gemäß § 7a auf Dritte übertragen, so haben

(4) Die Nachweise gemäß Abs. 2 und § 7, mit Ausnahme der Nachweise gemäß § 19b, haben bei der Umweltbundesamt GmbH in elektronischer Form bis zum 1. Mai des dem Verpflichtungsjahrs folgenden Jahres einzulangen.

(5) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 haben der Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie für den Zeitraum eines Quartals spätestens bis zum darauf folgenden Quartalsende eine tabellarische Auflistung der einzelnen ausgestellten, in Verkehr gebrachten oder gehandelten Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten in elNa zu übermitteln.

(6) Die Daten für alle Berichtspflichten sind in elNa oder durch von der Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Muster in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln.

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§ 21 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 21. Die Umweltbundesamt GmbH kann für folgende Tätigkeiten einen angemessenen Kostenersatz von den Betrieben einheben

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§ 22 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 22. (1) Kommt ein Verpflichteter seinen Verpflichtungen nach den §§ 5, 6 oder 7 nicht nach, wird für die nach dem Energiegehalt und/oder der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe oder Energieträger berechnete Fehlmenge ein Ausgleichsbetrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie festgesetzt.

(2) Soweit im Falle der Verpflichtungen gemäß den §§ 5, 6 und 7 Dritte ihre vertraglich übernommene Erfüllung von Verpflichtungen nicht leisten, wird der Ausgleichsbetrag gegenüber dem Verpflichteten mit Bescheid festgelegt.

(3) Soweit der Verpflichtete oder die Verpflichtete die nach § 20 erforderlichen Angaben nicht oder nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird entsprechend der vom Verpflichteten oder der Verpflichteten im vorangegangenen Kalenderjahr in Verkehr gebrachten Mengen an Kraftstoffen die für die Zielsetzungen im Verpflichtungsjahr ausschlaggebende Menge geschätzt und als Basis für die Berechnung der Höhe des Ausgleichsbetrages per Bescheid festgelegt. Die Schätzung unterbleibt, soweit die tatsächliche Menge im Rahmen des Ermittlungsverfahrens festgestellt werden kann.

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§ 23 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 23. (1) Diese Verordnung tritt mit Ablauf des Tages ihrer Kundmachung in Kraft; gleichzeitig tritt die Kraftstoffverordnung 1999, BGBl. II Nr. 418, in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 168/2009, außer Kraft. Ausgenommen davon ist § 6a Abs. 5, Z 1 und 2, welcher bis 31. Dezember 2012 in Kraft bleibt.

(2) § 2 Z9, § 2 Z 17-22, § 3 Abs. 1 Z 1, 2, 3, 6, 8, § 10 Satz 1, § 11 Z 2, § 12 Abs. 1, § 13 Abs. 6 Z 8, § 19 Abs. 1 und Abs. 3, Anhang I (1), (2), (3), (5), Anhang II (1), (2), (3), (5), Anhang III (1), (2) (3), Anhang IV, Anhang VIII, Anhang X und Anhang XI in der Fassung des BGBl. II Nr. 259/2014 treten mit Ablauf des Tages der Kundmachung im Bundesgesetzblatt in Kraft.

(3) § 3 Abs. 1 Z 8 und 9, sowie § 24 Z 1, 3 und 4 in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 196/2017, treten mit Ablauf des Tages der Kundmachung in Kraft.

(4) § 1 Abs. 1 und 2, § 2 Z 1-36, § 3 Abs. 1 Z 1, 2, 3, 5, 8, 9, 10 bis 12 und Abs. 4, §§ 5, 6 und 6a, § 7 Abs. 1 und 2, § 7a, § 8, § 9 Abs. 1 und 2, § 10 1. Satz und Z 6, § 11, §12, § 13 Abs. 2 und Abs. 2 Z 2 lit.c, § 13 Abs. 3 bis 5, Abs. 6 Z 2, Z 5, Z 9, § 13 Abs. 7 1. Satz und Abs. 8 Z 1 1. Satz und Z 2, § 14 Abs. 1 und 2, Abs. 3 2. Satz, Abs. 6 und 6a, § 17 Abs. 2, 3 und 4, § 18 Abs. 1 bis 4, § 19 Abs. 1 Z 1 lit.b und Z 3, Abs. 3 und 4, §§ 19a und 19b, § 20 Abs. 2 bis 6, §§ 21 und 22, § 23 Abs. 4 und 5, § 24 Z 3, 5 und 6, § 25, Anhänge I bis XIV in der Fassung des BGBl. II Nr. 86/2018 treten mit Ablauf des Tages der Kundmachung im Bundesgesetzblatt in Kraft.

(5) § 2 Z 5 und 28, § 3 Abs. 1 Z 3, 4, 6, 8, 10 bis12, § 6 Abs. 2 und 4, § 7Abs. 1, § 7a Abs. 6 und 7, § 8 Abs. 3 bis 7, § 11 Abs. 4, § 18 Abs. 1, § 19b Abs. 1 Einleitungsteil und Z 1 und 2, Z 3 lit. b) und lit. c), Abs. 2 Z 1, Abs. 2 Z 2 lit. f, Abs. 2 Z 3, Abs. 4 Z 3, Abs. 5 und 6, § 20 Abs. 2 Einleitungsteil, Abs. 2 Z 1, Abs. 4 und 5, § 22 Abs. 1 und 3, und § 24 Z 7 Anhang II Abs. 3, Anhang III Abs. 1 bis 3, Anhang IV samt Überschrift, Tabelle und Abs. 1, Anhang VI inkl. Überschrift, Tabelle, Abs. 1 lit. a bis c (Anm.: offensichtlich Z 1 bis 3 gemeint), Anhang VIII inkl. Überschrift und Tabelle und Fußnoten 1-2, Anhang VIIIa inkl. Überschrift, Tabelle, Fussnote 1 bis 2, Anhang VIIIb inkl. Überschrift, Tabelle, Fußnote 11, Anhang VIIIc inkl. Überschriften und Unterüberschriften, Fußnote 12 bis 21, Anhang IX Tabelle, Anhang X, C. Methodologie Z 1 und Z 14 jeweils in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 630/2020 treten mit 1. Jänner 2021 in Kraft; zugleich treten § 2 Z 29 und 30, § 19b Abs. 2 Z 2 lit.k, § 20 Abs. 2 Z 1 lit. a bis c und Z 7 lit. h und Anhang XIV außer Kraft

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§ 24 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 24. Mit dieser Verordnung werden

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§ 25 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 25. Die in dieser Verordnung verwendeten geschlechtsspezifischen Begriffe und Bezeichnungen schließen jeweils die männliche und weibliche Form gleichermaßen ein.

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§ 26 Kraftstoffverordnung 2012 Originalquelle öffnen

§ 26. (1) Die Kraftstoffverordnungs-Novelle 2023 tritt mit Ausnahme des § 11 mit 1. Jänner 2023 in Kraft.

(2) Die Fristen nach den §§ 7a Abs. 6,und 20 Abs. 4 gelten für Einreichungen für das Berichtsjahr 2023 ab dem 1. Jänner 2024

(3) Der § 11 dieser Novelle tritt für das Berichtsjahr 2023 mit 1.1.2024 in Kraft; gleichzeitig tritt der § 11 in der Fassung BGBl. II Nr. 630/2020 außer Kraft

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Inhaltsübersicht (46)

Gesetzestext (46 Artikel)

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