Bundesrecht konsolidiert: Gesamte Rechtsvorschrift für Kraftstoffverordnung 2012, Fassung vom 07.06.2023

BGBl. II Nr. 259/2014Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 259 aus 2014,

BGBl. II Nr. 196/2017 [CELEX-Nr.: 32014L0094]Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 196 aus 2017, [CELEX-Nr.: 32014L0094]

BGBl. II Nr. 86/2018 [CELEX-Nr.: 32015L0652, 32015L1513]Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 86 aus 2018, [CELEX-Nr.: 32015L0652, 32015L1513]

BGBl. II Nr. 630/2020 [CELEX-Nr.: 32018L2001]Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 630 aus 2020, [CELEX-Nr.: 32018L2001]

BGBl. II Nr. 452/2022 [CELEX-Nr.: 32018L2001]Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 452 aus 2022, [CELEX-Nr.: 32018L2001]

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:Auf Grund der Paragraphen 11, Absatz 3 und 26a Absatz 2, Litera c und Absatz 3 a, des Kraftfahrgesetzes 1967, BGBl. Nr. 267, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 116 aus 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:

Geltungsbereich

Begriffsbestimmungen

1. 1.Ziffer eins
   „Konventionelles Rohöl“ ist jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API))von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht unter die Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie über den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 256 vom 07.09.1987 S. 1, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2022/1638, ABl. Nr. L 247 vom 23.09.2022 S. 67, fällt;
2. 2.Ziffer 2
   „Naturbitumen“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe,

   1. a)Litera a
      die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM), aufweisen;
   2. b)Litera b
      die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung Viskosität (in Centipoise) = 518,98 e-0,038T berechnete Viskosität; dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius;
   3. c)Litera c
      die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fallen und
   4. d)Litera d
      deren Rohstoffquelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Rohstoffquelle selbst gewonnen wird;
3. 3.Ziffer 3
   „Ölschiefer“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthält und die unter die Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen;
4. 4.Ziffer 4
   „Ottokraftstoff“ ist jedes flüchtige Mineralöl, das zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung bestimmt ist und unter die KN-Codes 2710 12 41, 2710 12 45, 2710 12 49, 2710 12 51 und 2710 12 59 fällt;
5. 5.Ziffer 5
   „Dieselkraftstoffe“ sind Gasöle, die zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Selbstzündung bestimmt sind und unter den KN-Code 2710 19 43 oder KN-Code 2710 20 11 fallen und zum Antrieb von Kraftfahrzeugen im Sinn des Kraftfahrgesetzes 1967 verwendet werden;
6. 6.Ziffer 6
   „Flüssiggas“ (LPG, Liquefied Petroleum Gas) ist ein mineralölstämmiges Gas, das bei Raumtemperatur bei geringem Druck in flüssiger Form gelagert und gehandhabt werden kann, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Selbstzündung bestimmt ist und unter die Unterpositionen 2711 12 oder 2711 13 der Kombinierten Nomenklatur fällt;
7. 7.Ziffer 7
   „Erdgas“ ist ein Gasgemisch, das zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, als Kraftstoff zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Fremdzündung oder Kompressionszündung entweder in verdichteter Form (CNG, Compressed Natural Gas) eingesetzt wird und unter die Unterposition 2711 21 00 der Kombinierten Nomenklatur fällt oder bei geringem Druck, tiefkalt, in verflüssigter Form (LNG Liquified Natural Gas) eingesetzt wird und unter die Unterposition 2711 11 00 der Kombinierten Nomenklatur fällt;
8. 8.Ziffer 8
   „Energie aus erneuerbaren Quellen“ oder „erneuerbare Energie“ ist Energie aus erneuerbaren, nichtfossilen Energiequellen, das heißt Wind, Sonne (Solarthermie und Photovoltaik), geothermische Energie, Umgebungsenergie, Gezeiten-, Wellen- und sonstige Meeresenergie, Wasserkraft und Energie aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Biogas;
9. 9.Ziffer 9
   „Biomasse“ ist der biologisch abbaubare Teil von Produkten, Abfällen und Reststoffen biologischen Ursprungs der Landwirtschaft, einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe, der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige, einschließlich der Fischerei und der Aquakultur sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen, darunter auch Industrie- und Haushaltsabfälle biologischen Ursprungs;
10. 10.Ziffer 10
    „Biogas“ ist ein gasförmiger Kraftstoff, der aus Biomasse hergestellt wird;
11. 11.Ziffer 11
    „Biomethan“ ist ein aus Biomasse mittels Pyrolyse oder Gärung hergestelltes aufgereinigtes Biogas, das in Fahrzeugverbrennungsmotoren als CNG oder LNG in unvermischter Form oder in vermischter Form mit Erdgas eingesetzt wird;
12. 12.Ziffer 12
    „Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt“ sind Pflanzen, unter die überwiegend Getreide ungeachtet dessen, ob nur die Körner oder, wie bei Grünmais, die gesamte Pflanze verwendet wird, Knollen- und Wurzelfrüchte, wie Kartoffeln, Topinambur, Süßkartoffeln, Maniok und Yamswurzeln sowie Knollenfrüchte wie Taro und Cocoyam, fallen;
13. 13.Ziffer 13
    „Nahrungs- und Futtermittelpflanzen“ sind Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt, Zuckerpflanzen oder Ölpflanzen, die als Hauptkulturen auf landwirtschaftlichen Flächen produziert werden, ausgenommen Reststoffe, Abfälle und lignozellulosehaltiges Material, und Zwischenfrüchte wie Zweitfrüchte und Deckpflanzen, es sei denn, die Verwendung solcher Zwischenfrüchte führt zu einer zusätzlichen Nachfrage nach Land;
14. 14.Ziffer 14
    „lignozellulosehaltiges Material“ ist Material, das aus Lignin, Zellulose und Hemizellulose besteht, wie Biomasse aus Wäldern, holzartige Energiepflanzen sowie Reststoffe und Abfälle aus der aus der forstbasierten Wirtschaft;
15. 15.Ziffer 15
    „zellulosehaltiges Non-Food-Material“ sind Rohstoffe, die überwiegend aus Zellulose und Hemizellulose bestehen und einen niedrigeren Lignin-Gehalt als lignozellulosehaltiges Material haben; es umfasst Reststoffe von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen wie Stroh, Spelzen, Hülsen und Schalen, grasartige Energiepflanzen mit niedrigem Stärkegehalt wie Weidelgras, Rutenhirse, Miscanthus und Pfahlrohr, Zwischenfrüchte vor und nach Hauptkulturen, Untersaaten, industrielle Reststoffe, einschließlich Nahrungs- und Futtermittelpflanzen nach Extraktion von Pflanzenölen, Zucker, Stärken und Protein sowie Material aus Bioabfall; als Untersaaten und Deckpflanzen werden vorübergehend angebaute Weiden mit Gras-Klee-Mischungen mit einem niedrigen Stärkegehalt bezeichnet, die zur Fütterung von Vieh sowie dazu dienen, die Bodenfruchtbarkeit im Interesse höherer Ernteerträge bei den Ackerhauptkulturen zu verbessern;
16. 16.Ziffer 16
    „Biokraftstoffe“ sind flüssige Kraftstoffe für den Verkehr, die aus Biomasse hergestellt werden. Unter den Begriff „Biokraftstoffe“ fallen insbesondere nachfolgende Erzeugnisse, sofern diese als Kraftstoff oder Kraftstoffbestandteil zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren verwendet werden:

    1. a)Litera a
       „Bioethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter unvergällter Ethanol mit einem Alkoholanteil von mindestens 99% v/v.
    2. b)Litera b
       „Fettsäuremethylester“ (FAME, Biodiesel) ist ein aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellter Methylester.
    3. c)Litera c
       „Biomethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter Methanol.
    4. d)Litera d
       „Biodimethylether“ ist ein aus Biomasse hergestellter Dimethylether.
    5. e)Litera e
       „Bio-ETBE“ (Ethyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter ETBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 33%.
    6. f)Litera f
       „Bio-MTBE“ (Methyl-Tertiär-Butylether) ist ein auf der Grundlage von Biomethanol hergestellter MTBE mit einem auf den Energiegehalt bezogenen anrechenbaren Anteil aus erneuerbarer Energie von 22%.
    7. g)Litera g
       „Synthetische Biokraftstoffe“ sind aus Biomasse in industriellen Verfahren gewonnene Kohlenwasserstoffe oder Kohlenwasserstoffgemische.
    8. h)Litera h
       „Biowasserstoff“ ist ein aus Biomasse hergestellter Wasserstoff.
    9. i)Litera i
       „Reines Pflanzenöl“ ist ein durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes, chemisch unverändertes Öl in roher oder raffinierter Form.
    10. j)Litera j
        „Superethanol E 85“ sind in einem Steuerlager gemäß § 25 Abs. 2 des Mineralölsteuergesetzes 2022, BGBl. Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 108/2022, hergestellte Gemische, die einen Gehalt an Bioethanol von mindestens 70 % und höchstens 85 % v/v aufweisen.„Superethanol E 85“ sind in einem Steuerlager gemäß Paragraph 25, Absatz 2, des Mineralölsteuergesetzes 2022, Bundesgesetzblatt Nr. 630 aus 1994,, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 108 aus 2022,, hergestellte Gemische, die einen Gehalt an Bioethanol von mindestens 70 % und höchstens 85 % v/v aufweisen.
    11. k)Litera k
        „Hydrierte pflanzliche oder tierische Öle“ (Hydrotreated Vegetable Oil – HVO) sind in Hydrieranlagen bzw. in CO-Hydrieranlagen aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellte Kohlenwasserstoffe.
    12. l)Litera l
        „Biokraftstoffe und Biomethan, bei denen ein geringes Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht“ sind Biokraftstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt werden, bei denen die Verdrängungseffekte von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierten Biokraftstoffen durch verbesserte Landbewirtschaftungsmethoden sowie den Anbau von Kulturpflanzen auf zuvor nicht für den Anbau genutzten Flächen vermieden werden, und die in Einklang mit den in § 12 aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe hergestellt wurden;„Biokraftstoffe und Biomethan, bei denen ein geringes Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht“ sind Biokraftstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt werden, bei denen die Verdrängungseffekte von aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen produzierten Biokraftstoffen durch verbesserte Landbewirtschaftungsmethoden sowie den Anbau von Kulturpflanzen auf zuvor nicht für den Anbau genutzten Flächen vermieden werden, und die in Einklang mit den in Paragraph 12, aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe hergestellt wurden;
    13. m)Litera m
        „Fortschrittliche Biokraftstoffe“ sind Biokraftstoffe und Biomethan hergestellt aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A;
17. 17.Ziffer 17
    „Flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ sind flüssige oder gasförmige im Verkehrssektor eingesetzte Kraftstoffe mit Ausnahme von Biokraftstoffen oder Biomethan, deren Energiegehalt aus erneuerbaren Energiequellen mit Ausnahme von Biomasse stammt;
18. 18.Ziffer 18
    „wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe“ sind flüssige und gasförmige Kraftstoffe, die aus flüssigen oder festen Abfallströmen nicht erneuerbaren Ursprungs, die für eine stoffliche Verwertung gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2008/98/EG nicht geeignet sind, hergestellt werden, sowie aus Gas aus der Abfallverarbeitung und Abgas nicht erneuerbaren Ursprungs, die zwangsläufig und unbeabsichtigt infolge der Produktionsprozesse in Industrieanlagen entstehen;
19. 19.Ziffer 19
    „Ladepunkt“ ist eine Schnittstelle, mit der zur selben Zeit entweder nur ein Elektrofahrzeug aufgeladen oder nur eine Batterie eines Elektrofahrzeugs ausgetauscht werden kann;
20. 19a.Ziffer 19 a
    „Ladestation“ ist eine einzige physische Anlage an einem bestimmten Standort, die aus einem oder mehreren Ladepunkten besteht;
21. 20.Ziffer 20
    „Energiegehalt“ bezeichnet den unteren Heizwert eines Kraftstoffs, der für den Wirkungsbereich dieser Verordnung in Anhang IX angegeben ist;
22. 21.Ziffer 21
    „Kraftstoffbasiswert“ ist jener Wert, der auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010 berechnet wurde;
23. 22.Ziffer 22
    „Lebenszyklustreibhausgasemissionen“ sind sämtliche CO2-, CH4- und N2O-Nettoemissionen, die dem Kraftstoff (einschließlich aller beigemischten Bestandteile) oder dem Energieträger zugeordnet werden können. Dies umfasst alle relevanten Phasen von der Gewinnung, dem Anbau, einschließlich Landnutzungsänderungen, dem Transport und dem Vertrieb bis zur Verarbeitung und Verbrennung, unabhängig vom Ort, an dem die Emissionen auftreten;
24. 23.Ziffer 23
    „Treibhausgasemissionen pro Energieeinheit“ sind die Gesamtmasse der kraftstoff- oder energieträgerbedingten Treibhausgasemissionen in CO2-Äquivalent, geteilt durch den Gesamtenergiegehalt des Kraftstoffs oder des Energieträgers (für Kraftstoffe ausgedrückt als „unterer Heizwert“);
25. 24.Ziffer 24
    „Upstream-Emissionen“ sind sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang Xa D genannte Kraftstoff hergestellt wurde;
26. 25.Ziffer 25
    „Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter“ ist die jeweilige Steuerschuldnerin oder der jeweilige Steuerschuldner nach dem Mineralölsteuergesetz 2022, BGBl. I Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 108/2022, der Otto- oder Dieselkraftstoffe erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeugs sowie die jeweilige Abgabenschuldnerin oder der jeweilige Abgabenschuldner gemäß § 4 Erdgasabgabegesetz BGBl. Nr. 201/1996, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 63/2022, von der oder von dem gasförmige Kraftstoffe an Kraftfahrzeuge abgegeben werden;„Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter“ ist die jeweilige Steuerschuldnerin oder der jeweilige Steuerschuldner nach dem Mineralölsteuergesetz 2022, Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 630 aus 1994,, zuletzt geändert durch Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 108 aus 2022,, der Otto- oder Dieselkraftstoffe erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeugs sowie die jeweilige Abgabenschuldnerin oder der jeweilige Abgabenschuldner gemäß Paragraph 4, Erdgasabgabegesetz Bundesgesetzblatt Nr. 201 aus 1996,, zuletzt geändert durch Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 63 aus 2022,, von der oder von dem gasförmige Kraftstoffe an Kraftfahrzeuge abgegeben werden;
27. 26.Ziffer 26
    „Abfälle“ sind Stoffe nach Definition gemäß § 2 Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das BGBl. I Nr. 8/2021. Stoffe, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen, fallen nicht unter diese Begriffsbestimmung;„Abfälle“ sind Stoffe nach Definition gemäß Paragraph 2, Abfallwirtschaftsgesetz 2002, Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 102 aus 2002,, zuletzt geändert durch das Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 8 aus 2021,. Stoffe, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen, fallen nicht unter diese Begriffsbestimmung;
28. 27.Ziffer 27
    „Bioabfälle“ sind biologisch abbaubare Garten- und Parkabfälle, Nahrungsmittel- und Küchenabfälle aus Haushalten, Büros, Gaststätten, Großhandel, Kantinen, Cateringgewerbe und aus dem Einzelhandel sowie vergleichbare Abfälle aus Nahrungsmittelverarbeitungsbetrieben;
29. 28.Ziffer 28
    „Reststoff “ ist ein Stoff, der kein Endprodukt ist, dessen Produktion durch den Produktionsprozess unmittelbar angestrebt wird; er stellt nicht das primäre Ziel des Produktionsprozesses dar, und der Prozess wurde nicht absichtlich geändert, um ihn zu produzieren;
30. 29.Ziffer 29
    „Reststoffe aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft“ sind Reststoffe, die unmittelbar in der Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei und Forstwirtschaft entstanden sind; sie umfassen keine Reststoffe aus damit verbundenen Wirtschaftszweigen oder aus der Verarbeitung;
31. 30.Ziffer 30
    „Tatsächlicher Wert“ ist die Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einigen oder allen Schritten eines speziellen Biokraftstoff-Herstellungsverfahrens, berechnet gemäß der im Anhang X Teil C dargestellten Methode;
32. 31.Ziffer 31
    „Typischer Wert“ ist der Schätzwert der Treibhausgasemissionen und der entsprechenden Treibhausgaseinsparung bei einem bestimmten Produktionsweg für Biokraftstoffe;
33. 32.Ziffer 32
    „Standardwert“ ist der von einem typischen Wert durch Anwendung vorab festgelegter Faktoren abgeleitete Wert, der unter den in § 19 festgelegten Bedingungen anstelle eines tatsächlichen Werts verwendet werden kann;„Standardwert“ ist der von einem typischen Wert durch Anwendung vorab festgelegter Faktoren abgeleitete Wert, der unter den in Paragraph 19, festgelegten Bedingungen anstelle eines tatsächlichen Werts verwendet werden kann;
34. 33.Ziffer 33
    „CDM-Register“ ist das Clean Developement Mechanism Register gemäß Artikel 12 des Kyoto-Protokolls, BGBl. III Nr. 89/2005, und dient der Erzeugung von Zertifikaten aus Klimaschutzprojekten des Clean Developement Mechanism (CDM);„CDM-Register“ ist das Clean Developement Mechanism Register gemäß Artikel 12 des Kyoto-Protokolls, Bundesgesetzblatt Teil 3, Nr. 89 aus 2005,, und dient der Erzeugung von Zertifikaten aus Klimaschutzprojekten des Clean Developement Mechanism (CDM);
35. 34.Ziffer 34
    „Betriebszustand“ ist ein von den Betrieben im Rahmen der Registrierung eingebrachter definierter Satz an Variablen für einen Produktionsprozess von Biokraftstoffen, der insbesondere auch die Art der Energieversorgung der Produktionsanlage, den eingesetzten Rohstoff sowie anlagen- und prozessspezifische Parameter wie Energieverbrauch und Energie- und Stoffströme umfasst. Ein Betrieb kann im Rahmen der Registrierung mehrere Betriebszustände definieren;
36. 35.Ziffer 35
    „Anbieterin oder Anbieter“ ist, wer Kraftstoff oder Energie an eine Verbraucherin oder einen Verbraucher abgibt;
37. 36.Ziffer 36
    „Begünstigte“ sind natürliche oder juristische Personen, die zur Stromanrechnung nach dieser Verordnung grundsätzlich berechtigt sind. Das sind:

    1. a)Litera a
       für Strommengen aus öffentlich zugänglichen Ladepunkten im Bundesgebiet gemäß § 2 Z 6 des Bundesgesetzes zur Festlegung einheitlicher Standards beim Infrastrukturaufbau für alternative Kraftstoffe (BGBl. I Nr. 38/2018, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 150/2021) die wirtschaftlich, technisch oder rechtlich die Hauptverantwortung haltende Ladestationsbetreiberinnen oder Ladestationsbetreiber;für Strommengen aus öffentlich zugänglichen Ladepunkten im Bundesgebiet gemäß Paragraph 2, Ziffer 6, des Bundesgesetzes zur Festlegung einheitlicher Standards beim Infrastrukturaufbau für alternative Kraftstoffe Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 38 aus 2018,, zuletzt geändert durch Bundesgesetzblatt Teil eins, Nr. 150 aus 2021,) die wirtschaftlich, technisch oder rechtlich die Hauptverantwortung haltende Ladestationsbetreiberinnen oder Ladestationsbetreiber;
    2. b)Litera b
       für Strommengen von nicht-öffentlich zugänglichen Ladepunkten im Bundesgebiet, bei denen eine nachweisliche Zuordnung zu elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen möglich ist, jene natürliche oder juristische Person, auf die im Berichtsjahr für den Zeitraum der Einreichung der Strommengen durch die Antragsberechtigten nachweislich diese elektrisch betriebenen Kraftfahrzeuge zugelassen waren und von denen nachweislich gemessene oder pauschalierte Strommengen im Bundesgebiet an diese elektrisch betriebenen Kraftfahrzeuge abgegeben wurden;
    3. c)Litera c
       für Strommengen von halb-öffentlich zugänglichen Ladepunkten im Bundesgebiet, bei denen keine nachweisliche Zuordnung von elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen möglich ist, jene wirtschaftlich, technisch oder rechtlich die Hauptverantwortung haltende juristische Person, die im Berichtsjahr nachweislich messbare Strommengen im Bundesgebiet an elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge für gewerblichen Zwecke an einen eingeschränkten Nutzerkreis abgegeben hat;
38. 37.Ziffer 37
    „Antragsberechtigte oder Antragsberechtigter für Strommengen“ ist eine bei der Umweltbundesamt GmbH nach § 14 Abs. 6a registrierte natürliche oder juristische Person, die zumindest eine öffentliche oder halb-öffentliche Ladestation für elektrische Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet betreibt;„Antragsberechtigte oder Antragsberechtigter für Strommengen“ ist eine bei der Umweltbundesamt GmbH nach Paragraph 14, Absatz 6 a, registrierte natürliche oder juristische Person, die zumindest eine öffentliche oder halb-öffentliche Ladestation für elektrische Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet betreibt;
39. 38.Ziffer 38
    „Freiwillige Zertifizierungssyteme“ sind Systeme, die von der Europäischen Kommission gemäß Artikel 30 Abs. 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001, ABl. Nr. L 328 vom 21.12.2018 S. 82 zugelassen werden;„Freiwillige Zertifizierungssyteme“ sind Systeme, die von der Europäischen Kommission gemäß Artikel 30 Absatz 4, der Richtlinie (EU) 2018/2001, ABl. Nr. L 328 vom 21.12.2018 S. 82 zugelassen werden;
40. 39:Ziffer 39 :
    „Zertifizierungsstellen“ sind unabhängige akkreditierte oder anerkannte Konformitätsbewertungsstellen, die mit einem freiwilligen oder nationalen System eine Vereinbarung über die Erbringung von Zertifizierungsdiensten für Rohstoffe oder Brennstoffe schließen, indem sie Audits bei Wirtschaftsteilnehmerinnen oder bei Wirtschaftsteilnehmern durchführen und Zertifikate im Namen der freiwilligen Systeme unter Verwendung des Zertifizierungssystems des freiwilligen Systems ausstellen;
41. 40.Ziffer 40
    „Meldepflichtige oder Meldepflichtiger“ ist die Substitutionsverpflichtete oder der Substitutionsverpflichtete bzw. wer Kraftstoffe gemäß § 3 Abs. 1 oder andere Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeuges. Ausgenommen davon sind Hersteller von Biokraftstoffen in Anlagen, die der Selbstversorgung landwirtschaftlicher Betriebe dienen, soweit diese Kraftstoffe ausschließlich in landwirtschaftlichen Betrieben im Steuergebiet verwendet werden. Die Meldepflichtige oder der Meldepflichtige ist nur unter den in Z 25 genannten Voraussetzungen Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter im Sinne der §§ 5 und 6;„Meldepflichtige oder Meldepflichtiger“ ist die Substitutionsverpflichtete oder der Substitutionsverpflichtete bzw. wer Kraftstoffe gemäß Paragraph 3, Absatz eins, oder andere Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr bringt oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbringt oder verwendet, außer im Kraftstoffbehälter des Fahrzeuges. Ausgenommen davon sind Hersteller von Biokraftstoffen in Anlagen, die der Selbstversorgung landwirtschaftlicher Betriebe dienen, soweit diese Kraftstoffe ausschließlich in landwirtschaftlichen Betrieben im Steuergebiet verwendet werden. Die Meldepflichtige oder der Meldepflichtige ist nur unter den in Ziffer 25, genannten Voraussetzungen Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter im Sinne der Paragraphen 5 und 6;
42. 41.Ziffer 41
    „elNa“ – elektronischer Nachhaltigkeitsnachweis – ist das elektronische nationale Biokraftstoffregister, welches von der Umweltbundesamt GmbH betrieben wird und für alle Zwecke des Monitorings von im Bundesgebiet im Straßenverkehr eingesetzter Energie und insbesondere auch der lückenlosen Erfassung der Nachhaltigkeitskriterien von Biokraftstoffen dient;
43. 42.Ziffer 42
    „Kombinierte Nomenklatur“ (KN) ist die Warennomenklatur gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 vom 23. Juli 1987über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie über den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 256 vom 07.09.1987 S. 1, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2022/1638, ABl. Nr. L 247 vom 23.09.2022 S. 67, Unterpositionen der Kombinierten Nomenklatur sind die gemeinschaftlichen Unterteilungen der Positionen dieser Nomenklatur.

Kraftstoffspezifikationen

Prüfverfahren für Kraftstoffspezifikationen

Substitutionsziel

Einsatz von fortschrittlichen Biokraftstoffen und Biomethan

Kennzeichnung

Minderung der Treibhausgasemissionen

Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte

Anrechenbarkeit von erneuerbaren Kraftstoffen und Upstream Emissionsreduktionen

Vermischen von Biokraftstoffen

Verwendung eines Massenbilanzsystems

Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen

Nachhaltigkeitskriterien

Nachhaltigkeitsnachweis

Registrierung

Anerkennung von Nachhaltigkeitsnachweisen von anderen Mitgliedstaaten und Drittstaaten

Überprüfung und Kontrolle

Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen und Biomethan

Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger von Meldepflichtigen

Upstream Emissions-Reduktionen

(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:(5) Ein Antrag hinsichtlich der Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen auf das Ziel gemäß Paragraph 7, muss unter Einhaltung der folgenden Bedingungen durch einen Verpflichteten bzw. durch eine Gruppe von Verpflichteten gemäß Paragraph 7, oder im Falle der Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen des Paragraph 7, auf Dritte gemäß Paragraph 7 a, 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:

1. 1.Ziffer eins
   Name und Anschrift des Antragstellers;
2. 2.Ziffer 2
   Name und Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechenden Akkreditierungsurkunde gemäß § 19b Abs. 3 Z 4;Name und Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechenden Akkreditierungsurkunde gemäß Paragraph 19 b, Absatz 3, Ziffer 4 ;,
3. 3.Ziffer 3
   die Menge der Upstream Emissions- Reduktionen, die auf die Ziele gemäß § 7 angerechnet werden sollen;die Menge der Upstream Emissions- Reduktionen, die auf die Ziele gemäß Paragraph 7, angerechnet werden sollen;
4. 4.Ziffer 4
   im Falle eines in Österreich anerkannten Projekts zur Reduktion der Upstream Emissionen die Projektnummer des zugrunde liegenden Projekts gemäß Abs. 2 Z 3 und die entsprechenden Verifizierungsberichte;im Falle eines in Österreich anerkannten Projekts zur Reduktion der Upstream Emissionen die Projektnummer des zugrunde liegenden Projekts gemäß Absatz 2, Ziffer 3 und die entsprechenden Verifizierungsberichte;
5. 5.Ziffer 5
   im Falle eines Nachweises gemäß Abs. 1 Z 3b und c die entsprechenden Unterlagen, die eine nachvollziehbare überprüfbare Dokumentation der Nachweise ermöglichen;im Falle eines Nachweises gemäß Absatz eins, Ziffer 3 b und c die entsprechenden Unterlagen, die eine nachvollziehbare überprüfbare Dokumentation der Nachweise ermöglichen;
6. 6.Ziffer 6
   eine Erklärung des Antragstellers, dass die anrechenbaren Upstream Emissions-Reduktionen nicht bereits in einem anderen Mitgliedstaat der Europäischen Union geltend gemacht wurde oder eine Geltendmachung beabsichtigt wird.

1. (6)Absatz 6Die 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.Die Anträge gemäß Absatz 2 und Absatz 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 Absatz 5, hat die Umweltbundesamt GmbH die entsprechenden Upstream Emissions-Reduktionen auf die Ziele nach Paragraph 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.

Berichtspflicht

Kostenersatz

1. 1.Ziffer eins
   Registrierung bzw. Änderung der Registrierung in elNa von Betrieben, die Biokraftstoffe oder Biomethan herstellen oder handeln sowie für Antragsberechtigte für Strommengen und Zertifizierungsstellen (§ 14);Registrierung bzw. Änderung der Registrierung in elNa von Betrieben, die Biokraftstoffe oder Biomethan herstellen oder handeln sowie für Antragsberechtigte für Strommengen und Zertifizierungsstellen (Paragraph 14,);
2. 2.Ziffer 2
   Überprüfung und Kontrolle (§§ 13, 17, 18);Überprüfung und Kontrolle (Paragraphen 13,, 17, 18);
3. 3.Ziffer 3
   Registrierung und Zulassung von Biokraftstoffen und Biomethan aus Abfällen und Reststoffen, die auf das Substitutionsziel nach den §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen;Registrierung und Zulassung von Biokraftstoffen und Biomethan aus Abfällen und Reststoffen, die auf das Substitutionsziel nach den Paragraphen 5,, 6 und 7 angerechnet werden sollen;
4. 4.Ziffer 4
   Antragsprüfung zur Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen (§§ 11 und 14);Antragsprüfung zur Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen (Paragraphen 11, und 14);
5. 5.Ziffer 5
   Antragsprüfung für UER-Projekte und Antragsprüfung für die Anrechnung von UER-Emissionen (§ 19b); Antragsprüfung und Umwandlung von zertifizierten Emissionsreduktionen in Upstream Emissions-Reduktionen (§ 19b Abs. 4);Antragsprüfung für UER-Projekte und Antragsprüfung für die Anrechnung von UER-Emissionen (Paragraph 19 b,); Antragsprüfung und Umwandlung von zertifizierten Emissionsreduktionen in Upstream Emissions-Reduktionen (Paragraph 19 b, Absatz 4,);
6. 6.Ziffer 6
   Prüfung des Antrags zur Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte (§ 7a);Prüfung des Antrags zur Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte (Paragraph 7 a,);

Ausgleichsbetrag

Inkrafttreten und Außerkrafttreten

Umsetzung von Unionsrecht

1. 1.Ziffer eins
   die Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinie 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 16,
2. 2. Ziffer 2
   die Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG des Rates, ABl. Nr. L 350 vom 28.12.1998 S. 58, geändert durch die Richtlinie 2009/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 88,
3. 3.Ziffer 3
   die Richtlinie 2011/63/EU zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen zwecks Anpassung an den technischen Fortschritt, ABl. Nr. L 147 vom 02.06.2011 S. 15,
4. 4.Ziffer 4
   Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe, ABl. Nr. L 307 vom 28.10.2014 S. 1,
5. 5.Ziffer 5
   die Richtlinie (EU) 2015/1513 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 239 vom 15.09.2015 S. 1,
6. 6.Ziffer 6
   die Richtlinie (EU) 2015/652 zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen, ABl. Nr. L 107 vom 25.04.2015 S. 26,
7. 7.Ziffer 7
   die Richtlinie (EU) 2018/2001, Artikel 26, zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 328 vom 21.12.2018 S. 82,

Sprachliche Gleichbehandlung

Übergangsbestimmung zur Kraftstoffverordnungs-Novelle 2023

Anhang I

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor

1. (1)Absatz einsDie Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. September 2020, genannten Verfahren.
2. (2)Absatz 2Die 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. (3)Absatz 3Unverbleites 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. (4)Absatz 4Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September.
5. (5)Absatz 5Andere 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.

Anhang II

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor

Typ: Ottokraftstoff

1. (1)Absatz einsDie 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. (2)Absatz 2Die 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. (3)Absatz 3Unverbleites 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. (4)Absatz 4Die Sommerperiode beginnt spätestens am 1. Mai und endet nicht vor dem 30. September.
5. (5)Absatz 5Andere 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.

Anhang III

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Kompressionszündungsmotor

1. (1)Absatz einsDie Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. Juni 2022 genannten Verfahren.“
2. (2)Absatz 2Die 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. (3)Absatz 3FAME 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.

Anhang IV

Spezifikationen für Flüssiggas gemäß der ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2022

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

Anhang V

Kraftstoffspezifikationen für Erdgas (CNG und LNG) und Biomethan und Mischprodukte aus Erdgas und Biomethan

1. (2)Absatz 2Bei 1,01325 bar und 0°C.

Anhang VI

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

1. (1)Absatz einsDie 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.

   1. 1.Ziffer eins
      Die Dichte kann im Temperaturbereich von 20°C bis 60°C gemessen werden. Dabei ist eine Temperaturkorrektur mit der in Anhang C der ÖNORM EN 14214 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 15. Juli 2019, angegebenen Gleichung durchzuführen.
   2. 2.Ziffer 2
      Falls der CFPP -20°C oder weniger beträgt, muss die Viskosität bei -20°C gemessen werden und darf nicht 48 mm2/s überschreiten. In diesem Fall ist ÖNORM EN ISO 3104 „Mineralölerzeugnisse – Durchsichtige und undurchsichtige Flüssigkeiten – Bestimmung der kinematischen Viskosität und Berechnung der dynamischen Viskosität“ vom 1. September 1999 wegen des nicht-Newton’schen Verhaltens in einem zwei-Phasen-System nur ohne die zugehörigen Präzisionswerte anwendbar.
   3. 3.Ziffer 3
      Zur Bestimmung der Gesamtverschmutzung ist die ÖNORM EN 12662 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Bestimmung der Verschmutzung in Mitteldestillaten“ ausgegeben am 1. August 2008 heranzuziehen.

Anhang VII

Kraftstoffspezifikationen für reines Pflanzenöl

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

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

Anhang VIII

Kraftstoffspezifikationen für Superethanol E 85 gemäß ÖNORM EN 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Dezember 2018

Tabelle 1 – Anforderungen für Superethanol E 85

(Anm.: Abs. 1 aufgehoben durch BGBl. II Nr. 630/2020)Anmerkung, Absatz eins, aufgehoben durch Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 630 aus 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.

Anhang VIIIa

Spezifikationen für Paraffinischen Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Oktober 2019
Anforderungen für Paraffinische Dieselkraftstoffe

___________________________

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)Anmerkung, Fußnote 5 aufgehoben durch Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 630 aus 2020,)

Anhang VIIIb

Spezifikationen für B10 Dieselkraftstoff gemäß ÖNORM 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – B10 Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Juni 2022
Allgemein anwendbare Anforderungen für Dieselkraftstoff B 10

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

Anhang VIIIc Spezifikationen für Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) gemäß ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B 20 und B 30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Mai 2019

Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohem FAME-Gehalt (B 20)

Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohem FAME-Gehalt (B 30)

_________________________

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)Anmerkung, Fußnote 14 aufgehoben durch Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 630 aus 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)Anmerkung, Fußnote 19 aufgehoben durch Bundesgesetzblatt Teil 2, Nr. 630 aus 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

Anhang IX

Energiegehalt von Kraftstoffen gemäß der Richtlinie (EU) 2018/2001

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

Anhang X

Regeln für die Berechnung des Beitrags von Biokraftstoffen und des entsprechenden Vergleichswerts für fossile Brennstoffe zum Treibhauseffekt

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

(*) 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.

1. B.B
   Geschätzte typische Werte und Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2016 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren, bei Herstellung ohne Netto-CO2-Emission infolge von Landnutzungsänderungen

C.       Methodologie

1. 1.Ziffer eins
   Die Treibhausgasemissionen bei der Herstellung und Verwendung von Kraftstoffen, Biokraftstoffen und Biomethan werden wie folgt berechnet:

   1. a)Litera a
      Treibhausgasemissionen bei der Produktion und Verwendung von Biokraftstoffen werden wie folgt berechnet:

   

1. b)Litera b
   Bei der Co-Vergärung verschiedener Substrate in einer Biogas-Anlage zur Produktion von Biogas oder Biomethan werden die typischen Werte und die Standardwerte für Treibhausgasemissionen wie folgt berechnet:

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 (*)

Dabei sind:

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

Wn =Gewichtungsfaktor des Substrats n, definiert als:

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:

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.

1. 2.Ziffer 2
   Die durch Biokraftstoffe oder Biomethan verursachten Treibhausgasemissionen E werden in CO2-Äquivalent in g/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff) angegeben.

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)

wobei:

Die Emissionen pro Tonne Trockenrohstoff werden wie folgt berechnet:

1. (1)Absatz einsDie 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.

1. 3.Ziffer 3
   Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen oder Biomethan erzielte Einsparung bei den Treibhausgasemissionen wird wie folgt berechnet:

   EINSPARUNG = (EF(t) – EB)/EF(t)

   dabei sind:

   EB = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Biokraftstoffs;

1. 4.Ziffer 4
   Die für die unter Nummer 1 genannten Zwecke berücksichtigten Treibhausgase sind CO2, N2O und CH4. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden diese Gase wie folgt gewichtet:

1. 5.Ziffer 5
   Die Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe (eec) schließen die Emissionen des Gewinnungs- oder Anbauprozesses selbst, beim Sammeln der Rohstoffe, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Gewinnung oder zum Anbau verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkten ein. Die CO2-Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau landwirtschaftlicher Biomasse anhand der regionalen Durchschnittswerte für die Emissionen aus dem Anbau entsprechend den in Artikel 31 Absatz 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 genannten Berichten oder aus den Angaben zu den disaggregierten Standardwerten für Emissionen aus dem Anbau in diesem Anhang abgeleitet werden. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können in Ermangelung einschlägiger Informationen in diesen Berichten die Durchschnittswerte auf der Grundlage von lokalen landwirtschaftlichen Praktiken, beispielsweise anhand von Daten einer Gruppe landwirtschaftlicher Betriebe, berechnet werden. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau und bei der Ernte forstwirtschaftlicher Biomasse anhand der auf nationaler Ebene für geografische Gebiete berechneten Durchschnittswerte für die Emissionen aus dem Anbau und der Ernte Schätzungen abgeleitet werden.

1. 6.Ziffer 6
   Für die Zwecke der in Nummer 1 Buchstabe a genannten Berechnungen werden Treibhausgasemissionseinsparungen infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken (esca), wie infolge der Umstellung auf eine reduzierte Bodenbearbeitung oder eine Nullbodenbearbeitung, verbesserter Fruchtfolgen, der Nutzung von Deckpflanzen, einschließlich Bewirtschaftung der Ernterückstände, sowie des Einsatzes natürlicher Bodenverbesserer (z. B. Kompost, Rückstände der Mist-/Güllevergärung), nur dann berücksichtigt, wenn zuverlässige und überprüfbare Nachweise dafür vorgelegt werden, dass mehr Kohlenstoff im Boden gebunden wurde, oder wenn vernünftigerweise davon auszugehen ist, dass dies in dem Zeitraum, in dem die betreffenden Rohstoffe angebaut wurden, der Fall war; dabei ist gleichzeitig jenen Emissionen Rechnung zu tragen, die aufgrund des vermehrten Einsatzes von Dünger und Pflanzenschutzmitteln bei derartigen Praktiken entstehen (1).

1. 7.Ziffer 7
   Die auf Jahresbasis umgerechneten Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (el) werden durch gleichmäßige Verteilung der Gesamtemissionen über 20 Jahre berechnet. Diese Emissionen werden wie folgt berechnet:

   

dabei sind:

1. (Absatz eins1) 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. (Absatz 22) 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. (Absatz 33) Kulturflächen im Sinn der Definition des IPCC
4. (Absatz 44) Dauerkulturen sind definiert als mehrjährige Kulturpflanzen, deren Stiel normalerweise nicht jährlich geerntet wird (z. B. Niederwald mit Kurzumtrieb und Ölpalmen).

   1. 8.Ziffer 8
      Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ wird gewährt, wenn der Nachweis erbracht wird, dass die betreffende Fläche

      1. a)Litera a
         im Januar 2008 nicht landwirtschaftlich oder zu einem anderen Zweck genutzt wurde und
      2. b)Litera b
         aus stark degradierten Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen besteht.

      Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 20 Jahren ab dem Zeitpunkt der Umwandlung der Fläche in eine landwirtschaftliche Nutzfläche, sofern ein kontinuierlicher Anstieg des Kohlenstoffbestands und ein nennenswerter Rückgang der Erosion auf unter Buchstabe b fallenden Flächen gewährleistet werden
   2. 9.Ziffer 9
      „Stark degradierte Flächen“ sind Flächen, die während eines längeren Zeitraums entweder in hohem Maße versalzt wurden oder die einen besonders niedrigen Gehalt an organischen Stoffen aufweisen und stark erodiert sind;
   3. 10.Ziffer 10
      Für die Zwecke dieser Verordnung erfolgt die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands auf der Grundlage der von der Kommission auf der Basis von Band 4 der IPPC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 sowie im Einklang mit der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 und der Verordnung (EU) 2018/841 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2018 über die Einbeziehung der Emissionen und des Abbaus von Treibhausgasen aus Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF) in den Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 erstellten Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands (Beschluss der Kommission 2010/335/EU über Leitlinien für die Berechnung des Kohlenstoffbestands im Boden für die Zwecke des Anhangs V der Richtlinie 2009/28/EG, ABl. Nr. L 151 vom 17.06.2010 S.19).Für die Zwecke dieser Verordnung erfolgt die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands auf der Grundlage der von der Kommission auf der Basis von Band 4 der IPPC-Leitlinien für nationale Treibhausgasinventare aus dem Jahr 2006 sowie im Einklang mit der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 und der Verordnung (EU) 2018/841 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2018 über die Einbeziehung der Emissionen und des Abbaus von Treibhausgasen aus Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF) in den Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 erstellten Leitlinien für die Berechnung des Bodenkohlenstoffbestands (Beschluss der Kommission 2010/335/EU über Leitlinien für die Berechnung des Kohlenstoffbestands im Boden für die Zwecke des Anhangs römisch fünf der Richtlinie 2009/28/EG, ABl. Nr. L 151 vom 17.06.2010 S.19).
   4. 11.Ziffer 11
      Die Emissionen bei der Verarbeitung (ep) schließen die Emissionen bei der Verarbeitung selbst, aus Abfällen und Leckagen sowie bei der Herstellung der zur Verarbeitung verwendeten Chemikalien oder sonstigen Produkte ein, einschließlich der CO2-Emissionen, die dem Kohlenstoffgehalt fossiler Inputs entsprechen, unabhängig davon, ob sie bei dem Prozess tatsächlich verbrannt werden. Bei der Berücksichtigung des Verbrauchs an nicht in der Anlage zur Kraftstoffherstellung erzeugter Elektrizität wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionsintensität bei Erzeugung und Verteilung dieser Elektrizität der durchschnittlichen Emissionsintensität bei der Produktion und Verteilung von Elektrizität in einer bestimmten Region entspricht. Abweichend von dieser Regel gilt: Die Produzenten können für die von einer einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlage erzeugte Elektrizität einen Durchschnittswert verwenden, falls diese Anlage nicht an das Elektrizitätsnetz angeschlossen ist. Die Emissionen bei der Verarbeitung schließen gegebenenfalls Emissionen bei der Trocknung von Zwischenprodukten und -materialien ein.
   5. 12.Ziffer 12
      Die Emissionen beim Transport und Vertrieb (etd) schließen die beim Transport und der Lagerung von Rohstoffen und Halbfertigerzeugnissen sowie bei der Lagerung und dem Vertrieb von Fertigerzeugnissen anfallenden Emissionen ein. Die Emissionen beim Transport und Vertrieb, die unter Nummer 5 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer.
   6. 13.Ziffer 13
      Die CO2 Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (eu) werden für Biokraftstoffe und Biomethan mit null angesetzt. Die Emissionen von anderen Treibhausgasen als CO2 (CH2 und N2O) bei der Nutzung von Biokraftstoffen werden in den eu-Faktor einbezogen.
   7. 14.Ziffer 14
      Die Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid (eccs), die nicht bereits in ep berücksichtigt wurde, wird auf die durch Abscheidung und Sequestrierung von emittiertem CO2 vermiedenen Emissionen begrenzt, die unmittelbar mit der Gewinnung, dem Transport, der Verarbeitung und dem Vertrieb von Kraftstoff verbunden sind, sofern die Speicherung im Einklang mit der Richtlinie 2009/31/EG über die geologische Speicherung von Kohlendioxid erfolgt.
   8. 15.Ziffer 15
      Die Emissionseinsparung durch CO2-Abscheidung und -ersetzung (eccr) steht in unmittelbarer Verbindung mit der Produktion des Biokraftstoffs oder Biomethans, dem sie zugeordnet wird, und wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und bei der Produktion von Handelsprodukten und bei Dienstleistungen anstelle des CO2 fossilen Ursprungs verwendet wird.
   9. 16.Ziffer 16
      Erzeugt eine Kraft-Wärme-Kopplungsanlage, die Wärme und/oder Elektrizität für ein Kraftstoffproduktionsverfahren liefert, für das Emissionen berechnet werden, überschüssige Elektrizität und/oder Nutzwärme, werden die Treibhausgasemissionen entsprechend der Temperatur der Wärme (die deren Nutzen widerspiegelt) auf die Elektrizität und die Nutzwärme aufgeteilt. Der Nutzanteil der Wärme ergibt sich durch Multiplikation ihres Energiegehalts mit dem Carnot'schen Wirkungsgrad Ch, der wie folgt berechnet wird:

wobei:

1. a)Litera a
   „Kraft-Wärme-Kopplung“ die gleichzeitige Erzeugung thermischer Energie und elektrischer und/oder mechanischer Energie in einem Prozess;
2. b)Litera b
   „Nutzwärme“ die in einem KWK-Prozess zur Befriedigung eines wirtschaftlich vertretbaren Wärme- oder Kältebedarfs erzeugte Wärme;
3. c)Litera c
   „wirtschaftlich vertretbarer Bedarf“ den Bedarf, der die benötigte Wärme- oder Kälteleistung nicht überschreitet und der sonst zu Marktbedingungen gedeckt würde.

1. 17.Ziffer 17
   Werden bei einem Kraftstoffproduktionsverfahren neben dem Kraftstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Erzeugnisse („Nebenerzeugnisse“) produziert, so werden die anfallenden Treibhausgasemissionen zwischen dem Kraftstoff oder dessen Zwischenerzeugnis und den Nebenerzeugnissen nach Maßgabe ihres Energiegehalts (der bei anderen Nebenerzeugnissen als Elektrizität durch den unteren Heizwert bestimmt wird) aufgeteilt. Die Treibhausgasintensität überschüssiger Nutzwärme und Elektrizität entspricht der Treibhausgasintensität der für ein Kraftstoffherstellungsverfahren gelieferten Wärme oder Elektrizität; sie wird durch Berechnung der Treibhausgasintensität aller Inputs in die Kraft-Wärme-Kopplungs-, konventionelle oder sonstige Anlage, die Wärme oder Elektrizität für ein Kraftstoffproduktionsverfahren liefert, und der Emissionen der betreffenden Anlage, einschließlich der Rohstoffe sowie CH4- und N2O-Emissionen, bestimmt. Im Falle der Kraft-Wärme-Kopplung erfolgt die Berechnung entsprechend Nummer 16.
2. 18.Ziffer 18
   Für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + esca + die Anteile von ep, etd eccs und eccr, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenprodukt erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenprodukten zugewiesen, so wird für diesen Zweck anstelle der Gesamtemissionen der Bruchteil dieser Emissionen verwendet, der im letzten Verfahrensschritt dem Zwischenerzeugnis zugeordnet wird.

   Im Falle von Biokraftstoffen und Biomethan werden sämtliche Nebenerzeugnisse, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt, Abfällen und Reststoffen werden keine Emissionen zugeordnet. Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenprodukten mit negativem Energiegehalt mit null angesetzt. Die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen und Reststoffen, einschließlich Baumspitzen und Ästen, Stroh,, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen sowie Reststoffen aus der Verarbeitung einschließlich Rohglycerin (nicht raffiniertes Glycerin) und Bagasse werden bis zur Sammlung dieser Materialien auf null angesetzt, unabhängig davon, ob sie vor der Umwandlung ins Endprodukt zu Zwischenprodukten verarbeitet werden.

   Bei Kraftstoffen, die in anderen Raffinerien als einer Kombination von Verarbeitungsbetrieben mit konventionellen oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die dem Verarbeitungsbetrieb Wärme und/oder Elektrizität liefern, hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.
3. 19.Ziffer 19
   Bei Biokraftstoffen und Biomethan ist für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 3 die fossile Vergleichsgröße EF(t) 94 gCO2eq/MJ.

D.       1. Disaggregierte Standardwerte für Biokraftstoffe

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

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