Bundesrecht konsolidiert: Gesamte Rechtsvorschrift für Kraftstoffverordnung 2012, Fassung vom 23.02.2019

§ 0

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]

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:

§ 1

Text

Geltungsbereich

§ 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 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.

§ 2

Text

Begriffsbestimmungen

§ 2. Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:

1.

„Konventionelles Rohöl“ ist jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad 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) 2017/1925, ABl. Nr. L 282 vom 31.10.2017 S.1, fällt;

2.

„Naturbitumen“ ist jede Quelle für Raffinerierohstoffe,

a)

die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM), aufweisen;

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;

c)

die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fallen und

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.

„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.

„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.

„Dieselkraftstoffe“ sind Gasöle, die zum Betrieb von Fahrzeugverbrennungsmotoren mit Selbstzündung bestimmt sind und unter den KN-Code 2710 19 43 fallen und zum Antrieb von Kraftfahrzeugen im Sinn des Kraftfahrgesetzes 1967 verwendet werden;

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.

„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;

8.

„Energie aus erneuerbaren Quellen“ ist Energie aus erneuerbaren, nichtfossilen Energiequellen, das heißt Wind, Sonne, aerothermische, geothermische, hydrothermische Energie, Meeresenergie, Wasserkraft, Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Biogas;

9.

„Biomasse“ ist der biologisch abbaubare Teil von Erzeugnissen, Abfällen und Reststoffen der Landwirtschaft mit biologischem Ursprung (einschließlich pflanzlicher und tierischer Stoffe), der Forstwirtschaft und damit verbundener Wirtschaftszweige einschließlich der Fischerei und der Aquakultur sowie der biologisch abbaubare Teil von Abfällen aus Industrie und Haushalten;

10.

„Kulturpflanzen mit hohem Stärkegehalt“ sind Pflanzen, unter die überwiegend Getreide (ungeachtet dessen, ob nur die Körner verwendet werden oder die gesamte Pflanze verwendet wird, wie bei Grünmais), Knollen- und Wurzelfrüchte (wie Kartoffeln, Topinambur, Süßkartoffeln, Maniok und Yamswurzeln) sowie Knollenfrüchte (wie Taro und Cocoyam) fallen;

11.

„lignozellulosehaltiges Material“ ist Material, das aus Lignin, Zellulose und Hemizellulose besteht, wie Biomasse aus Wäldern, holzartige Energiepflanzen sowie Reststoffe und Abfälle aus der Holz- und Forstwirtschaft;

12.

„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 (z. B. Stroh, Spelzen, Hülsen und Schalen), grasartige Energiepflanzen mit niedrigem Stärkegehalt (z. B. Weidelgras, Rutenhirse, Miscanthus, Pfahlrohr und Zwischenfrüchte vor und nach Hauptkulturen), industrielle Reststoffe (einschließlich Nahrungs- und Futtermittelpflanzen nach Extraktion von Pflanzenölen, Zucker, Stärken und Protein) sowie Material aus Bioabfall;

13.

„Biokraftstoffe“ sind flüssige oder gasförmige 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:

a)

„Bioethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter unvergällter Ethanol mit einem Alkoholanteil von mindestens 99% v/v.

b)

„Fettsäuremethylester“ (FAME, Biodiesel) ist ein aus pflanzlichen oder tierischen Ölen oder Fetten hergestellter Methylester.

c)

„Biomethan“ ist ein aus Biomasse mittels Pyrolyse oder Gärung hergestelltes aufgereinigtes Biogas, das in Fahrzeugverbrennungsmotoren als CNG in unvermischter Form oder in vermischter Form mit Erdgas eingesetzt werden kann.

d)

„Biomethanol“ ist ein aus Biomasse hergestellter Methanol.

e)

„Biodimethylether“ ist ein aus Biomasse hergestellter Dimethylether.

f)

„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 37%.

g)

„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%.

h)

„Synthetische Biokraftstoffe“ sind aus Biomasse in industriellen Verfahren gewonnene Kohlenwasserstoffe oder Kohlenwasserstoffgemische.

i)

„Biowasserstoff“ ist ein aus Biomasse hergestellter Wasserstoff.

j)

„Reines Pflanzenöl“ ist ein durch Auspressen, Extraktion oder vergleichbare Verfahren aus Ölsaaten gewonnenes, chemisch unverändertes Öl in roher oder raffinierter Form.

k)

„Superethanol E 85“ sind in einem Steuerlager gemäß § 25 Abs. 2 des Mineralölsteuergesetzes 1995, BGBl. Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 117/2016, hergestellte Gemische, die einen Gehalt an Bioethanol von mindestens 70 % und höchstens 85 % v/v aufweisen.

l)

„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.

m)

„Biokraftstoffe, bei denen ein niedriges Risiko indirekter Landnutzungsänderungen besteht,“ sind Biokraftstoffe, deren Rohstoffe im Rahmen von Systemen hergestellt werden, die die Verdrängung der Herstellung für andere Zwecke als zur Herstellung von Biokraftstoffen reduzieren, und mit den in § 12 aufgeführten Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe im Einklang stehen;

n)

„Fortschrittliche Biokraftstoffe“ sind Biokraftstoffe hergestellt aus Rohstoffen bzw. Kraftstoffe gemäß Anhang XIII Teil A;

14.

„Flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ sind flüssige oder gasförmige Kraftstoffe mit Ausnahme von Biokraftstoffen, deren Energiegehalt aus erneuerbaren Energiequellen mit Ausnahme von Biomasse stammt und die im Verkehrssektor verwendet werden;

15.

„Erneuerbare Kraftstoffe“ sind alle Formen an erneuerbarer Energie, die zum Antrieb von Kraftfahrzeugen eingesetzt wird;

16.

„Energiegehalt“ bezeichnet den unteren Heizwert eines Kraftstoffs, der für den Wirkungsbereich dieser Verordnung in Anhang IX angegeben ist;

17.

„Kraftstoffbasiswert“ ist jener Wert, der auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010 berechnet wurde;

18.

„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;

19.

„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“);

20.

„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;

21.

„Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter“ ist die jeweilige Steuerschuldnerin oder der jeweilige Steuerschuldner nach dem Mineralölsteuergesetz 1995, BGBl. I Nr. 630/1994, zuletzt geändert durch BGBl. I Nr. 117/2016, 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;

22.

„Abfälle“ sind nach Definition gemäß § 2 Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das BGBl. I Nr. 163/2015. Stoffe, die absichtlich verändert oder kontaminiert wurden, um dieser Definition zu entsprechen, fallen nicht unter diese Begriffsbestimmung;

23.

„Reststoff aus der Verarbeitung“ bezeichnet einen Stoff, der kein Endprodukt ist und dessen Herstellung 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;

24.

„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;

25.

„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;

26.

„Typischer Wert“ ist der Schätzwert der repräsentativen Einsparung an Treibhausgasemissionen bei einem bestimmten Biokraftstoff-Herstellungsweg;

27.

„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;

28.

„Ursprung eines fossilen Kraftstoffs“ ist der in Anhang XIV aufgeführte Handelsname des Rohstoffs;

29.

„Ursprung eines Biokraftstoffs“ bezeichnet den Herstellungsweg des Biokraftstoffs gemäß Anhang X;

30.

„Erwerbsort eines fossilen Kraftstoffs“ bezeichnet das Land und den Namen der Verarbeitungsanlage, in der der Kraftstoff oder Energieträger der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen wurde, die gemäß der Delegierten Verordnung (EU) 2015/2446 zur Ergänzung der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 mit Einzelheiten zur Präszisierung von Bestimmungen des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 343 vom 29.12.2015 S. 1, zuletzt geändert durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/651 zur Berichtigung der Delegierten Verordnung (EU) 2015/2446 zur Ergänzung der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 mit Einzelheiten zur Präzisierung von Bestimmungen des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 111 vom 27.04.2016 S. 1 und der Durchführungsverordnung (EU) 2015/2447 mit Einzelheiten zur Umsetzung von Bestimmungen der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 zur Festlegung des Zollkodex der Union, ABl. Nr. L 343 vom 29.12.2015 S. 558, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2017/989 zur Berichtigung und Änderung der Durchführungsverordnung (EU) 2015/2447, ABl. Nr. L 149 vom 13.06.2017 S.19, den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet;

31.

„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;

32.

„Anbieterin oder Anbieter“ ist, wer Kraftstoff oder Energie an eine Verbraucherin oder einen Verbraucher abgibt;

33.

„Stromanbieter“ sind Unternehmen, die elektrischen Strom an Letztverbraucher abgeben;

34.

„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 21 genannten Voraussetzungen Substitutionsverpflichtete oder Substitutionsverpflichteter im Sinne des § 5;

35.

„elNa“ – elektronischer Nachhaltigkeitsnachweis – bezeichnet das elektronische nationale Biokraftstoffregister, welches von der Umweltbundesamt GmbH für alle Zwecke des Monitorings von in Österreich im Straßenverkehr eingesetzter Energie und insbesondere auch der lückenlosen Erfassung der Nachhaltigkeitskiterien von Biokraftstoffen dient;

36.

„Kombinierte Nomenklatur“ (KN) ist die Warennomenklatur gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87, in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 2031/2001 zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif, ABl. Nr. L 279 vom 23.10.2001 S. 1, Unterpositionen der Kombinierten Nomenklatur sind die gemeinschaftlichen Unterteilungen der Positionen dieser Nomenklatur.

§ 3

Text

Kraftstoffspezifikationen

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

1.

Ottokraftstoffe mit einem Bioethanolgehalt von maximal 5% v/v den Spezifikationen gemäß Anhang I sowie ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017;

2.

Ottokraftstoffe mit einem Bioethanolgehalt von maximal 10 % v/v den Spezifikationen gemäß Anhang II sowie ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017;

3.

Dieselkraftstoffe den Spezifikationen gemäß Anhang III sowie ÖNORM EN 590 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 15. Juli 2017;

4.

Flüssiggas den Spezifikationen gemäß Anhang IV sowie ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012;

5.

Erdgas und Biomethan (CNG und LNG) und Mischprodukte aus Erdgas und Biomethan den Spezifikationen gemäß Anhang V;

6.

Fettsäuremethylester den Spezifikationen gemäß Anhang VI sowie ÖNORM EN 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2014;

7.

Reines Pflanzenöl den Spezifikationen gemäß Anhang VII;

8.

Superethanol E 85 Kraftstoff den Spezifikationen gemäß Anhang VIII sowie ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E 85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2014;

9.

Die Reinheit des an Wasserstofftankstellen angebotenen Wasserstoffs muss den technischen Spezifikationen der Norm ISO 14687-2, Hydrogen fuel – Product specification – Part 2: Proton exchange membrane (PEM) fuel cell applications for road vehicles (Wasserstoff als Kraftstoff – Produktfestlegung – Teil 2: Protonenaustauschmembran (PEM) Brennstoffzellenanwendungen für Straßenfahrzeuge), ausgegeben am 1. Dezember 2012, entsprechen. Das gilt für alle Wasserstofftankstellen, die ab dem 18. November 2017 errichtet oder erneuert werden. Die Norm ISO 14687-2 ist beim Austrian Standards Institute, Heinestraße 38, A-1021 Wien, Telefon: (01) 213 00-0, www.austrian-standards.at, zu beziehen;

10.

Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren gemäß Anhang VIIIa sowie ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016;

11.

B10 Dieselkraftstoff gemäß Anhang VIIIb sowie ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Jänner 2017;

12.

Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) gemäß Anhang VIIIc sowie ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. März 2016.

(2) An allen Tankstellen, Versorgungsanlagen und Tankautomaten an denen Ottokraftstoffe gemäß Abs. 1 Z 2 in Verkehr gebracht werden, haben die Anbieter jedenfalls bis zum 31. Dezember 2020 sicherzustellen, dass zumindest eine Sorte Ottokraftstoff gemäß Abs. 1 Z 1 mit einem maximalen Sauerstoffgehalt von 2,7% m/m und einem maximalen Bioethanolgehalt von 5% v/v angeboten wird.

1.

Für Abgabestellen, an denen im Durchschnitt der zwei jeweils vorangegangenen Kalenderjahre weniger als 500 Kubikmeter Ottokraftstoffe in Verkehr gebracht wurden, endet diese Verpflichtung mit 31. Dezember 2015.

2.

Wird die Ausnahmebestimmung gemäß Z 1 in Anspruch genommen, so sind die Voraussetzungen dafür zu dokumentieren und durch geeignete Belege gegenüber der zuständigen Behörde auf Verlangen nachzuweisen.

(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.

§ 4

Text

Prüfverfahren für Kraftstoffspezifikationen

§ 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.

§ 5

Text

Substitutionsziel

§ 5. Ab 1. Jänner 2009 beträgt das Substitutionsziel, bezogen auf den Energiegehalt, 5,75%, gemessen am gesamten erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet verbrachten oder verwendeten fossilen Otto- und Dieselkraftstoff. Zur Erreichung des Gesamtziels ist von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten, bezogen auf den Energiegehalt, zumindest ein Anteil von 3,4% Biokraftstoff oder anderer erneuerbarer Kraftstoffe, gemessen am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Ottokraftstoff pro Jahr, und ein Anteil von zumindest 6,3% Biokraftstoff oder anderer erneuerbarer Kraftstoffe, gemessen am gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Dieselkraftstoff pro Jahr, im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr zu bringen oder zu verwenden.

§ 6

Text

Einsatz von fortschrittlichen erneuerbaren Kraftstoffen

§ 6. (1) Ab dem 1. Jänner 2020 haben die Substitutionsverpflichteten zumindest 0,5% der Energiemenge des gesamten von der Substitutionsverpflichteten oder vom Substitutionsverpflichteten im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs pro Jahr durch Kraftstoffe aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A zu substituieren.

(2) Die Verpflichtung nach Abs. 1 kann auf Antrag der Substitutionsverpflichteten oder des Substitutionsverpflichteten durch einen ausreichend nachvollziehbaren und objektiven Nachweis für die Dauer eines Kalenderjahres durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus reduziert werden. Der Antrag ist jeweils bis spätestens 30. Oktober des dem Verpflichtungsjahr vorangehenden Kalenderjahres schriftlich einzubringen und in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln. Für Substitutionsverpflichtete, die zur Erreichung des in Abs. 1 genannten Ziels in Bezug auf die im Jahr 2019 im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten fossilen Kraftstoffs, weniger als 10.000 GJ benötigen, genügt ein vereinfachter Antrag. Die Umweltbundesamt GmbH hat die entsprechenden Muster der zu verwendenden Anträge zu veröffentlichen.

(3) Der Nachweis kann auf Basis einer oder mehrerer der folgenden Gründe geführt werden:

1.

das begrenzte Potenzial für die nachhaltige Erzeugung von fortschrittlichen Kraftstoffen,

2.

die begrenzte Verfügbarkeit dieser fortschrittlichen Kraftstoffe zu kosteneffizienten Preisen auf dem Markt oder

3.

die spezifischen technischen oder klimatischen Gegebenheiten des nationalen Marktes für im Verkehrssektor eingesetzte Kraftstoffe wie die Zusammensetzung und der Zustand der Kraftfahrzeugflotte.

(4) Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus kann nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH die schriftliche Zustimmung zur Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 1 erteilen. Werden die Voraussetzungen für die Reduktion der Verpflichtung gemäß Abs. 3 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.

§ 6a

Text

Kennzeichnung

§ 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.

§ 7

Text

Minderung der Treibhausgasemissionen

§ 7. (1) Die Meldeverpflichteten 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 um 6,0% bis zum 31. Dezember 2020 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.

§ 7a

Text

Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte

§ 7a. (1) Die Erfüllung der Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 kann ganz oder teilweise per Vertrag auf Dritte übertragen werden, wobei die Ziele gemäß § 5 vorwiegend durch den Substitutionspflichteten oder die Substitutionsverpflichtete selbst zu erfüllen sind. Die durch Dritte zu diesem Zweck eingesetzten erneuerbaren Kraftstoffe müssen dabei im Verpflichtungsjahr im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebracht werden und den Bestimmungen der §§ 8, 9, 12 und 13 entsprechen.

(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 eigenen Verpflichtung des Dritten oder 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

1.

selbst keinen Verpflichtungen gemäß § 5, 6 und 7 unterliegen oder

2.

Verpflichtungen gemäß § 5 und/oder 6 und/oder 7 unterliegen und eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH in Bezug auf die Erfüllung ihrer Berichtspflicht gemäß § 20 in elNa vorliegt, dass ihre Verpflichtung, für das Verpflichtungsjahr bereits erfüllt wurde.

(6) Sofern eine Bestätigung der Umweltbundesamt GmbH bezüglich der Höhe der übertragbaren Mengen an Biokraftstoffen und/oder Mengen an verminderten Treibhausgasemissionen vorliegt, können diese Mengen in elNa bis zum 30. Juni des Berichtsjahres 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 Nachhhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.

§ 8

Text

Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen und anderen erneuerbaren Kraftstoffen

§ 8. (1) Biokraftstoffe, unabhängig davon, ob die Ausgangsstoffe innerhalb oder außerhalb der Europäischen Union erzeugt wurden, werden auf die Erfüllung von Verpflichtungen gemäß §§ 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, 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:

1.

Biokraftstoffe aus Reststoffen können als solche angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 23 und 24 definierten Bedingungen erfüllt sind.

2.

Biokraftstoffe aus Abfällen können auf die Verpflichtungen angerechnet werden, sofern die gemäß § 2 Z 22 definierten Bedingungen erfüllt sind und sie den Bestimmungen bezüglich Abfallhierarchie und ihrer Bestimmungen zum Lebenszykluskonzept hinsichtlich der allgemeinen Auswirkungen der Erzeugung und Bewirtschaftung der verschiedenen Abfallströme gemäß Abfallwirtschaftsgesetz 2002, BGBl. I Nr. 102/2002, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 70/2017, entsprechen.

(3) Zur Anrechnung von Biokraftstoffen gemäß Abs. 2 sowie Kraftstoffen aus Rohstoffen gemäß Anhang XIII Teil A auf die Verpflichtungen nach §§ 5, 6 und 7 bedarf es für jeden spezifischen Ausgangsstoff oder im Fall von Kraftstoffen gemäß § 2 Z 14, 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 Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.

(4) Der Beitrag von Biokraftstoffen, 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 2020 gemäß § 7 der gegenständlichen Verordnung mit maximal 7% des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor berücksichtigt. Das gilt nicht für Biokraftstoffe, die aus den in Anhang XIII aufgeführten Rohstoffen hergestellt werden.

(5) 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.

(6) 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 §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden.

§ 9

Text

Vermischen von Biokraftstoffen

§ 9. (1) Biokraftstoffe, die die Anforderungen gemäß § 12 erfüllen und auf die Ziele gemäß § § 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen, dürfen nur dann mit Biokraftstoffen, 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 sichergestellt ist.

(2) Biokraftstoffe, 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.(3) 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.

§ 10

Text

Verwendung eines Massenbilanzsystems

§ 10. Betriebe, die Biokraftstoffe 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:

1.

eindeutige Angaben zur Zuordnung von eingekauften Ausgangsstoffen bzw. gehandelten und verkauften Biokraftstoffen zu Verkäufer bzw. Käufer, die eine eindeutige Identifizierung von Käufern und Verkäufern ermöglichen;

2.

Datum des Ankaufs und des Verkaufs von Biokraftstoffen bzw. Ausgangsstoffen zur Biokraftstoffherstellung;

3.

Daten zur Art und Menge, zum Erntejahr und zu den Anbauländern der Ausgangsstoffe;

4.

Angaben zur Nachhaltigkeit der verwendeten Biomasse gemäß § 12;

5.

gemäß den Bestimmungen des § 12 Abs. 3 einen Wert für das Treibhausgas-Minderungspotenzial des produzierten, gehandelten oder verwendeten Biokraftstoffs;

6.

im Fall der Verwendung von Standardwerten eine eindeutige Beschreibung des verwendeten Ausgangsstoffs.

§ 11

Text

Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen

§ 11. (1) Elektrischer Strom aus erneuerbarer Energie, der durch Letztverbraucherinnen oder Letztverbraucher nachweislich im Verpflichtungsjahr als Antrieb für elektrisch betriebene Kraftfahrzeuge im Bundesgebiet eingesetzt wird und von gemäß § 14 Abs. 6a registrierten Stromanbietern stammt, kann auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und/oder 7 angerechnet werden.

(2) Die gemäß Abs. 1 verbrauchte Menge an Strom und die damit verbundenen Lebenszyklustreibhausgasemissionen können von einem Stromanbieter, der keinen Verpflichtungen gemäß §§ 5 und 7 unterliegt, für die Anrechung auf die Verpflichtungen gemäß §§ 5 und/oder 7 auf eine Verpflichtete oder einen Verpflichteten übertragen werden. Für die Übertragung bedarf es eines schriftlichen Vertrages der oder des nach §§ 5 und 7 Verpflichteten und des Stromanbieters mit Angaben darüber, für welche Strommenge und für welchen Verpflichtungszeitraum die Übertragung der vom Stromananbieter übertragenen Strommenge aus erneuerbarer Energie und der entsprechenden Lebenszyklustreibhausgasemissioen an die Verpflichtete oder den Verpflichteten gilt.

(3) Sollen Strommengen und/oder die Lebenszyklustreibhausgasemissionen auf die Verpflichtungen nach §§ 5 und 7 angerechnet werden, so sind bis zum 1. März des dem Verpflichtungsjahr folgenden Kalenderjahres vom Stromanbieter die Daten gemäß Z 1 und/oder Z 2 für beide Ziffern getrennt in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu übermitteln:

1.

Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der nachweislich im Verpflichtungsjahr an Ladestellen abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge eindeutig der Ladung von elektrisch betriebenen Kraftfahrzeugen zurechenbar ist, sind Angaben

a)

zur eindeutigen Identifizierung des Ladepunktes und

b)

die durch nachvollziehbare Aufzeichnungen dokumentierte energetische Menge an elektrischem Strom zu übermitteln.

2.

Betreffend die Menge an elektrischem Strom, der im Verpflichtungsjahr vom Stromanbieter hauptsächlich an Ladepunkten abgegeben wurde, an denen die abgegebene Strommenge nicht eindeutig auf einzelne Verwendungsarten zurechenbar ist, sind vom Stromanbieter überprüfbare, nachvollziehbare Aufzeichnungen über jene Stromkundinnen oder Stromkunden zu führen, die im Verpflichtungsjahr nachweislich ein rein elektrisch betriebenes Fahrzeug betrieben haben. Für diese Strommenge sind vom Stromanbieter Angaben über

a)

die Anzahl der von seinen Stromkundinnen oder Stromkunden nachweislich betriebenen Kraftfahrzeugen mit reinem Elektroantrieb sowie

b)

die nach Anhang Xa Teil C abgeschätzte Strommenge zu übermitteln.

Für die Abschätzung der jährlichen zurückgelegten Strecke der Elektrofahrzeuge ist der jährlich durch die Umweltbundesamt GmbH veröffentlichte Wert heranzuziehen.

(4) 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 von nach §§ 5 und 7 Verpflichteten auf die entsprechenden Ziele angerechnet werden kann. Werden die Voraussetzungen für die Anrechenbarkeit von elektrischem Strom nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.

§ 12

Text

Nachhaltigkeitskriterien

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

(2) Bei Verwendung landwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für nachhaltige Biokraftstoffe gelten die Anforderungen der Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe, BGBl. II Nr. 250/2010. Bei Verwendung forstwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für die Produktion nachhaltiger Biokraftstoffe ist die Erfüllung der Rechtsvorschriften über forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe Voraussetzung.

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

1.

Für Biokraftstoffe, die in Anlagen erzeugt werden, die nach dem 5. Oktober 2015 in Betrieb gegangen sind, gilt eine Minderungsquote an Lebenszyklustreibhausgasemissionen von mindestens 60% gegenüber dem Referenzwert gemäß § 19 Abs. 4.

2.

Für Biokraftstoffe, die in Anlagen erzeugt werden, die am 5. Oktober 2015 oder davor in Betrieb waren, ist eine Minderungsquote an Lebenszyklustreibhausgasemissionen von mindestens 50 % zu erfüllen gegenüber dem Referenzwert gemäß § 19 Abs. 4.

3.

Die Berechnung der durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielten Einsparung bei den Lebenszyklustreibhausgasemissionen erfolgt gemäß § 19.

(4) Biokraftstoffe 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. 3 Abs. 4 der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 16, zuletzt geändert durch die Richtlinie (EU) 2015/1513 und Art. 7a der Richtlinie 98/70/EG, angerechnet wurden.

§ 13

Text

Nachhaltigkeitsnachweis

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

(2) Betriebe, die in Österreich Biokraftstoffe herstellen und denen keine weiteren Betriebe zur Biokraftstoffherstellung nachgelagert sind und die die Nachhaltigkeit ihrer produzierten Biokraftstoffe nicht ausschließlich mit einem Nachhaltigkeitssystem gemäß § 17 Abs. 3 nachweisen, dürfen für die hergestellten Biokraftstoffe Nachhaltigkeitsnachweise ausstellen, sofern

1.

sich diese Betriebe bei der Umweltbundesamt GmbH gemäß § 14 registriert haben und

2.

in Hinblick auf die verwendeten Ausgangsstoffe folgende Voraussetzungen vorliegen:

a)

Für landwirtschaftliche Ausgangsstoffe sind die Anforderungen der Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe, BGBl. II Nr. 250/2010, insbesondere hinsichtlich der Nachhaltigkeit, zu erfüllen.

b)

Bei Verwendung forstwirtschaftlicher Ausgangsstoffe für die Produktion nachhaltiger Biokraftstoffe ist die Erfüllung der Rechtsvorschriften über forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe Voraussetzung.

c)

Für nicht land- oder forstwirtschaftliche Ausgangsstoffe muss ein durch die Umweltbundesamt GmbH anerkannter gleichwertiger Nachweis über die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG erbracht werden. Dieser Nachweis hat jedenfalls eine eindeutige Identifikation des eingesetzten Ausgangsstoffs zu ermöglichen sowie gegebenenfalls im Einzelfall durch die Umweltbundesamt GmbH festzulegende weitere Angaben zu enthalten, die für eine Beurteilung der Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG notwendig sind.

(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, 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:

1.

den Namen und die Anschrift des ausstellenden Betriebs, der Biokraftstoffe herstellt,

2.

die Angabe, ob die betreffende Anlage bis inklusive 5. Oktober 2015 oder danach in Betrieb genommen wurde,

3.

das Datum der Ausstellung,

4.

eine den Nachweis eindeutig kennzeichnende Nummer,

5.

die durch die Umweltbundesamt GmbH vergebene Registrierungsnummer oder Angaben zur Kontrollstelle, die den Nachhaltigkeitsnachweis bestätigt hat und/oder die Angabe zu einem freiwilligen System gemäß Art. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG und/oder Angaben über die Berücksichtigung der in Art. 17 Abs. 7 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b Abs. 7 der Richtlinie 98/70/EG genannten Aspekte,

6.

die Menge und die Art der Biokraftstoffe, auf die sich der Nachhaltigkeitsnachweis bezieht,

7.

eine Bestätigung über die Einhaltung der Bestimmungen dieser Verordnung und

8.

Angaben über

a)

Art, Menge, Erntejahr und Anbauländer bzw. Herkunftsländer der eingesetzten Ausgangsstoffe,

b)

die Lebenszyklustreibhausgasemissionen in Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Biokraftstoff (g CO2eq/MJ) in Form eines Standardwerts oder eines tatsächlichen Werts,

c)

für Biokraftstoffe, die nicht in Anhang IX angeführt sind, den Energiegehalt in Megajoule,

d)

den Namen und die Anschrift des Käufers der Biokraftstoffe,

e)

Emissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen in Folge geänderter Landnutzung gemäß Anhang X Teil C Z 7: el kleiner oder gleich null,

f)

Angaben dazu, ob der Bonus gemäß Anhang X Teil C Z 7 und 8 bei der Berechnung der Treibhausgasemissionen nach Anhang X Teil C Z 1 geltend gemacht wurde,

g)

Angaben dazu, ob der in Anhang X Teil C Z 1 genannte Faktor für Emissionseinsparungen durch Akkumulierung von Kohlenstoff im Boden infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken geltend gemacht wurde, sowie

9.

im Fall einer Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen gemäß § 8 Abs. 2

a)

Angaben über Art, Menge und Herkunftsländer der eingesetzten Ausgangsstoffe und

b)

die Bestätigung der Registrierung bei der Umweltbundesamt GmbH gemäß § 8 Abs. 2.

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

(8) Für Nachhaltigkeits-Teilnachweise gilt Folgendes:

1.

Die Umweltbundesamt GmbH stellt für Teilmengen von in Österreich produzierten oder nach Österreich importierten Biokraftstoffen, für die bereits ein Nachhaltigkeitsnachweis ausgestellt worden ist, auf Antrag des Inhabers des Nachhaltigkeitsnachweises Nachhaltigkeits-Teilnachweise in elNa aus. Der Antragsteller hat sich vorab gemäß § 14 Abs. 6 einer vereinfachten Registrierung zu unterziehen. Die Nachhaltigkeits-Teilnachweise werden nach Vorlage des Nachhaltigkeitsnachweises, der in Teilnachweise aufgeteilt werden soll, ausgestellt. Die Nummer des ursprünglichen Nachhaltigkeitsnachweises ist zu stornieren, die Nachhaltigkeits-Teilnachweise haben neue Nummern zu erhalten, die mit der ursprünglichen Nachhaltigkeitsnummer auf den neuen Nachhaltigkeits-Teilnachweisen aufzuscheinen haben.

2.

Der Inhalt der Nachhaltigkeits-Teilnachweise hat Abs. 6 zu entsprechen. Nachhaltigkeits-Teilnachweise sind nach dem von der Umwelbundesamt GmbH veröffentlichten Muster in elNa auszustellen.

§ 14

Text

Registrierung

§ 14. (1) Betriebe, die Biokraftstoffe produzieren und die in Österreich Nachhaltigkeitsnachweise ausstellen, können sich bei der Umweltbundesamt GmbH registrieren zu 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:

1.

Es soll eine Registrierung für weitere Betriebszustände erfolgen.

2.

Für die Erfüllung der Verpflichtung gemäß § 12 Abs. 3 wird eine der folgenden Änderungen vorgenommen:

a)

Der verwendete Standardwert wird auf Grund einer Änderung im Herstellungsprozess gegenüber der erstmaligen Registrierung verändert.

b)

Von der Verwendung eines Standardwerts wird auf die Berechnung eines tatsächlichen Werts umgestellt.

c)

Der verwendete tatsächliche Wert wird auf Grund einer Änderung im Herstellungsprozess gegenüber der erstmaligen Registrierung verändert.

3.

Es treten sonstige wesentliche Änderungen im Herstellungsprozess in Bezug auf die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien gegenüber der erstmaligen Registrierung auf.

(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 34 meldeverpflichtet sind oder die Biokraftstoffe in Österreich produzieren und die Nachhaltigkeit ihrer gesamten produzierten Biokraftstoffe 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.

(6a) Stromanbieter, die den Beitrag von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen gemäß § 11 auf die Ziele gemäß §§ 5 und 7 anrechnen lassen wollen, müssen sich bei der Umweltbundesamt GmbH registrieren.

(7) Die Umweltbundesamt GmbH hat ein Verzeichnis der registrierten Betriebe zu führen und zu veröffentlichen.

§ 17

Text

Anerkennung von Nachhaltigkeitsnachweisen von anderen Mitgliedstaaten und Drittstaaten

§ 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. 18 Abs. 4 und 6 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7c Abs. 4 und 6 der Richtlinie 98/70/EG auf Basis freiwilliger nationaler oder internationaler Regelungen die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Art. 17 der Richtlinie 2009/28/EG und Art. 7b der Richtlinie 98/70/EG erfüllen, sind nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen.

(4) Die Umweltbundesamt GmbH hat die in Österreich anerkannten Nachhaltigkeitsnachweise zu veröffentlichen.

§ 18

Text

Überprüfung und Kontrolle

§ 18. (1) Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus ist berechtigt, die Einhaltung der Bestimmungen dieser Verordnung zu kontrollieren. Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus 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 (UKG), BGBl. I Nr. 152/1998, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 40/2014, übertragenen Aufgaben tätig wird. In diesem Fall ist das Ergebnis der Prüfung in Form eines Kurzberichts an den Bundesminister für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft zu übermitteln. Die Weisungsbefugnis des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft 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:

1.

Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß §§ 5 6, und 7 und 7a sind insbesondere auf Basis der Berichte gemäß § 20 durchzuführen. Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Verpflichtungen, die Substitutions- und Meldeverpflichtete treffen, können auch in deren Betrieben vor Ort durchgeführt werden. Im Rahmen der vor Ort Kontrollen sind auf Verlangen die entsprechenden Verträge gemäß §§7, 7a und 11 vorzulegen

2.

Kontrollen hinsichtlich der Einhaltung der Bestimmungen gemäß §§ 9, 10 und 12 werden bei den Betrieben vor Ort durchgeführt. Werden im Rahmen der Überprüfung Mängel bei der Überwachung bezüglich der Einhaltung der Bestimmungen festgestellt, so ist der entsprechende Betrieb aufzufordern, diese in angemessener Frist zu beheben und die Behebung der Mängel nach einer neuerlichen Kontrolle vorzuweisen. Bei einem schweren Mangel durch den die Einhaltung der Nachhaltigkeitskriterien nicht mehr sichergestellt ist, dürfen bis zum Zeitpunkt der Mängelbehebung keine Nachhaltigkeitsnachweise mehr ausgestellt werden. Die Nichtbehebung von festgestellten Mängeln kann einen befristeten oder dauerhaften Entzug der Registrierung nach sich ziehen.

3.

Die Kontrolle der gemäß § 20 übermittelten Daten erfolgt bei den Berichtspflichtigen vor Ort.

4.

Für die Prüfung der Anrechnungsvoraussetzungen gemäß § 11 sind vom Stromanbieter innerhalb einer angemessenen Frist entsprechende Unterlagen zur Prüfung vorzulegen.

(4) Die zu kontrollierenden Substitutions- und Berichtspflichtigen 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.

§ 19

Text

Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen

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

1.

unter Verwendung eines Standardwerts sofern

a)

ein solcher Wert gemäß Anhang X Teil A oder Teil B für die Treibhausgasemissionseinsparung für den Herstellungsweg festgelegt ist und

b)

der gemäß Anhang X Z 7 errechnete Wert für diese Biokraftstoffe kleiner oder gleich null ist,

2.

unter Verwendung eines gemäß der in Anhang X Teil C festgelegten Methodologie errechneten tatsächlichen Wertes oder

3.

unter Verwendung eines als Summe der in der Formel in Anhang X Teil C Z 1 genannten Faktoren berechneten Wertes, wobei zum Teil die disaggregierten Standardwerte gemäß Anhang X Teil D und E, zum Teil die nach der Methodologie in Anhang X Teil C errechneten tatsächlichen Werte verwendet werden können.

(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 in Österreich hergestellte Biokraftstoffe, 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 83,8 CO2-Äquivalent in g/MJ zu verwenden.

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

§ 19a

Text

Berechnung der Treibhausgasintensität derKraftstoffe und Energieträger eines Meldeverpflichteten

§ 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 684/2009/EG zur Durchführung der Richtlinie 2008/118/EG in Bezug auf die EDV-gestützten Verfahren für die Beförderung verbrauchsteuerpflichtiger Waren unter Steueraussetzung, ABl. Nr. L 194 vom 29.07.2009 S. 24, zuletzt geändert durch die Durchführungsverordnung (EU) 2016/379, ABl. Nr. L 72 vom 17.03.2016 S. 13.

(3) Die Umrechnung der Kraftstoffmengen in die unteren Heizwerte erfolgt für Biokraftstoffmengen 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:

a)

Die Verarbeitung umfasst jede Veränderung während des Lebenszyklusses eines gelieferten Kraftstoffs oder Energieträgers, die zu einer Veränderung der Molekularstruktur dieses Erzeugnisses führt. Die Zugabe eines Denaturierungsmittels fällt nicht unter diese Verarbeitung.

b)

Die Menge Biokraftstoffe, die zusammen mit Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Menge des mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Anhang X Teil C Z 17 des anhand der Energiebilanz und der Effizienz des Mitverarbeitungsprozesses bestimmt.

c)

Werden unterschiedliche Biokraftstoffe mit fossilen Kraftstoffen vermischt, so berücksichtigen die Meldeverpflichteten Menge und Art der einzelnen Biokraftstoffe in der Berechnung und teilen sie im Rahmen der Berichtspflicht gemäß § 20 mit.

d)

Die Menge des gelieferten Biokraftstoffs, die nicht die Nachhaltigkeitskriterien nach § 12 erfüllt, wird als fossiler Kraftstoff gezählt.

e)

Für die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen im Rahmen des Gesamtkonzepts der Gemeinschaft zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen, ABl. Nr. L 140 vom 05.06.2009 S. 1, zuletzt geändert durch die Berichtigung ABl. Nr. L 105 vom 21.04.2016 S. 24, wird ein E85-Benzin-Ethanol-Gemisch als separater Kraftstoff berechnet.

(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:

a)

Die Treibhausgasintensität von fossilen Kraftstoffen und erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs ist die in Spalte 4 der Tabelle in Anhang Xa Teil D aufgelistete gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität je Kraftstoffart.

b)

Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien gemäß § 12 erfüllen, wird gemäß § 19 berechnet. Wurden die Daten zu den Lebenszyklustreibhausgasemissionen entsprechend einer Übereinkunft oder einem System gemäß § 17 Abs. 3 gewonnen, so werden diese Daten auch zur Bestimmung der Treibhausgasintensität dieser Biokraftstoffe herangezogen.

c)

Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien nach § 12 nicht erfüllen, entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus konventionellem Rohöl oder -gas gewonnenen Kraftstoffs.

d)

Die Treibhausgasintensität von elektrischem Strom wird für Österreich nach den geeigneten internationalen Normen durch die Umweltbundesamt GmbH berechnet und jährlich veröffentlicht.

e)

Bei der Berechnung der Treibhausgasintensität gemeinsam verarbeiteter Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs und von Biokraftstoffen gilt, dass die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die zusammen mit fossilen Kraftstoffen verarbeitet werden, den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder gibt.

§ 19b

Text

Upstream Emissions-Reduktionen

§ 19b. (1) Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten gemäß § 2 Z 20, die in einem beliebigen Land bei Förderstellen von fossilen Rohstoffen bzw. im Upstream Bereich generiert wurden, können von einem nach § 7 Verpflichteten auf die Treibhausgasintensität eines beliebigen Kraftstoffes angerechnet werden. Die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen für das Verpflichtungsjahr 2020 auf die Ziele gemäß § 7 kann erfolgen, wenn

1.

die Upstream Emissions-Reduktionen nur auf den die Upstream-Emissionen betreffenden Teil der durchschnittlichen Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG, LNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden. Die Obergrenzen für die Anrechnung sind gemäß Anhang X Teil E zu berechnen und einzuhalten;

2.

sie mit Projekten in Verbindung stehen, aus denen die ersten Emissions-Reduktionen nachweislich nach dem 1. Januar 2011 generiert wurden und nachweislich im Jahr 2020 erbracht wurden.

3.

a)

ein in Österreich positiv beurteilter Projektantrag entsprechend Abs. 2 vorliegt, die Abschätzung und Validierung der Upstream Emissions-Reduktionen im Rahmen dieses Projekts gemäß Abs. 3 durchgeführt wurden und ein positiv beurteilter Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 vorliegt oder

b)

ein Nachweis für Reduktionen aus Upstream Emissionen für das Jahr 2020 aus Systemen anderer Mitgliedstaaten der Europäischen Union vorliegt. Dieser Nachweis ist nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH von dieser anzuerkennen, wenn dieser Nachweis durch die von der Behörde benannten Stelle, die in diesem Mitgliedstaat für die Nachweisführung zuständig ist, anerkannt ist oder

c)

wenn Upstream Emissions-Reduktionen aus Projekten stammen, deren zertifizierte Emissionsreduktionen in einem Register entsprechend § 43 des Emissionszertifikategesetzes 2011 – EZG 2011, BGBl. I Nr. 118/2011, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 128/2015, registriert sind;

4.

im Land, in dem die entsprechenden Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können;

5.

für die Anrechnung von Upstream Emissions-Reduktionen ein Anrechnungsantrag gemäß Abs. 5 an die Umweltbundesamt GmbH gerichtet wurde.

6.

Die Umweltbundesamt GmbH hat eine Liste der in Österreich anerkannten Systeme und Nachweise für Reduktionen aus Upstream Emissionen aus anderen Mitgliedstaaten zu veröffentlichen.

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

1.

Der Antrag ist ab 1. Jänner 2019 bis spätestens 1. April 2021 in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten, die zu verwendenden Muster sind von der Umweltbundesamt GmbH zu veröffentlichen.

2.

Der Antrag hat folgende Angaben zu enthalten:

a)

Namen und die Anschrift des Projektträgers;

b)

Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Validierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4;

c)

Optional Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß Abs. 3 Z 4;

d)

das Startdatum des Projekts, jenes Datum, an dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt generiert wurden;

e)

die geschätzten erwarteten jährlichen Upstream- Emissionsreduktionen in gCO2-Äq;

f)

den Zeitraum im Jahr 2020, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt werden;

g)

das Datum, ab dem die ersten Reduktionen von Emissionen aus dem Projekt erreicht werden sollen;

h)

den der Emissionsquelle am nächsten gelegene Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle. Im Falle von Projekten mit räumlich verteilten Standorten der Emissionsreduktionen ist der geographische Mittelpunkt des Projekts zu wählen;

i)

die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO2-Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs, sowie eine Beschreibung, wie die Baseline-Emissionen geschätzt wurden;

j)

die verwendeten Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3;

k)

bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung:

aa)

das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre, insbesondere als Durchschnittswert des Jahres vor dem Startdatum des Projekts und im Berichtsjahr;

bb)

den Lagerstättendruck;

cc)

die Tiefe;

dd)

sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle;

l)

eine Projektdokumentation, die eine technische Beschreibung der Projekttätigkeit, des Projektziels, der Systemgrenzen und der Berechnungsverfahren gemäß Abs. 3 umfasst;

m)

Die Dokumentation aller relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen, die mit dem Projekt in Zusammenhang stehen;

n)

Die Dokumentation darüber, dass durch die Durchführung des Projekts zusätzliche Einsparungen von Upstream Emissionen möglich sind, die im Vergleich zum wahrscheinlichsten Referenzfall ohne die Durchführung eines derartigen Projektes nicht generiert werden könnten;

o)

Eine Darstellung der geplanten Überwachungstätigkeit und die Dokumentation der Überwachungstätigkeit der Treibhausgasemissionen im Rahmen der Projekttätigkeit durch den Projektträger entsprechend den Bestimmungen der ÖNORM ISO 14064, „Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012. Die Ergebnisse der Überwachung müssen dabei eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 über die Prüfung von Treibhausgasemissionsberichten und Tonnenkilometerberichten sowie die Akkreditierung von Prüfstellen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/91/EG, ABl. Nr. L 275 vom 25.10.2003 S. 32, zuletzt geändert mit Beschluss (EU) 2015/1814 ABl. Nr. L 264 vom 09.10.2015 S. 1, und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG, ABl. Nr. L 181 vom 12.07.2012 S. 30;

p)

Angaben darüber, ob eine Antragstellung im Zusammenhang mit erwarteten Upstream Emissions-Reduktionen aus diesem bereits in einem anderen Mitgliedstaat erfolgt oder geplant ist;

q)

Ein Nachweis, dass in den Ländern, in denen die Projekte zur Reduktion von Upstream Emissionen durchgeführt werden, diese nicht in Folge von rechtlich bindenden Vorschriften des jeweiligen Landes durchgeführt werden, oder wenn Vorschriften, die die Umsetzung betreffen, im betreffenden Land nicht durchgesetzt werden können;

r)

Einen Validierungsbericht gemäß Abs. 3 Z 4, der eine zusätzliche Emissionsminderung durch die Projekttätigkeit erwarten lässt;

s)

Optional einen oder mehrere Verifizierungsberichte gemäß Abs. 3 Z 4.

3.

Die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus erteilt nach positiver Prüfung des Antrags durch die Umweltbundesamt GmbH eine schriftliche Zustimmung über die grundsätzliche Anerkennung des beantragten Projekts hinsichtlich der Anrechenbarkeit von Upstream Emissions-Reduktionen auf die Verpflichtungen gemäß § 7 und teilt dabei eine eindeutige nicht wiederverwendbare Nummer für das Projekt mit, mit der das Projekt, das Berechnungsverfahren und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden können. Werden die Voraussetzungen für die grundsätzliche Anerkennung des Projekts gemäß Abs. 1 bis 2 nach Prüfung durch die Umweltbundesamt GmbH nicht erfüllt, ist der Antrag per Bescheid abzulehnen.

(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:

1.

Upstream Emissions-Reduktionen haben nach Grundsätzen und Normen geschätzt zu werden, die in ÖNORM EN ISO 14064, „Treibhausgase“, ÖNORM EN ISO 14065 „Treibhausgase – Anforderungen an Validierungs- und Verifizierungsstellen für Treibhausgase zur Anwendung bei der Akkreditierung oder anderen Formen der Anerkennung“, ausgegeben am 15. Juli 2013 und ISO 14066, „Greenhouse gases — Competence requirements for greenhouse gas validation teams and verification teams“, ausgegeben am 15. April 2011, festgelegt sind.

2.

Die Berechnung der Emissionen hat gemäß dem Prinzip der Konservativität zu erfolgen und alle relevanten Quellen, Senken und Reservoire für Treibhausgasemissionen zu berücksichtigen. Die Prüfung der Zusätzlichkeit der Einsparungen von Upstream Emissionen hat gemäß der ÖNORM EN ISO 14064 zu erfolgen.

3.

Projekte gemäß Abs. 2 müssen validiert und verifiziert werden, wobei Validierungs- und Verifizierungsstellen grundsätzlich zwei verschiedene Stellen sein müssen. Auf Antrag durch den Projektträger beim BMNT können in begründeten Fällen diesbezügliche Ausnahmen gewährt werden.

4.

Die Validierung des Projekts hat vor Ort und anhand von Unterlagen entsprechend den in den ÖNORM EN ISO 14064, ÖNORM EN ISO 14065, und ISO 14066 festgelegten Grundsätzen durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Validierungsstelle zu erfolgen. Die Überprüfung der Methoden für die Berechnung von Upstream Emissions-Reduktionen muss dabei mit ÖNORM ISO 14064-3 „Treibhausgase – Teil 3: Spezifikation mit Anleitung zur Validierung und Verifizierung von Erklärungen über Treibhausgase“, ausgegeben am 1. April 2012, im Einklang stehen.

5.

Die Verifizierung, Berichterstattung und Überprüfung der Upstream Emissions-Reduktionen und der Baseline-Emissionen muss im Einklang mit ÖNORM EN ISO 14064 durch eine gemäß ÖNORM EN ISO 14065 akkreditierte Verifizierungsstelle erfolgen. Die Ergebnisse der Verifizierung müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012. Die Verifizierung muss anhand der Überwachungsberichte sowie anderer Unterlagen und vor Ort durchgeführt 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

1.

die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekten oder Projektteilen im Sinn des § 2 Z 20 stammen und der als Nachweis notwendige Monitoring-Report sich auf das Jahr 2020 bezieht;

2.

die erforderlichen Daten an die Umweltbundesamt GmbH übermittelt wurden, die eine eindeutige Identifikation des Projekts und der daraus resultierenden Emissionsreduktionen im Sinn des § 2 Z 20 ermöglichen;

3.

die zertifizierten Emissionsreduktionen im Register entsprechend § 43 EZG 2011 durch die Umweltbundesamt GmbH gelöscht wurden;

4.

die zertifizierten Emissionsreduktionen aus Projekttätigkeiten nicht durch eine Maßnahme nach Artikel 11a Abs. 9 der Richtlinie 2003/87/EG von der Anrechnung auf einen europäischen Emissionshandel ausgeschlossen sind.

(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 ab 1. Jänner 2020 bis spätestens 1. August 2021 in elektronischer Form an die Umweltbundesamt GmbH zu richten und hat folgende Angaben zu enthalten:

1.

Name und Anschrift des Antragstellers;

2.

Namen und die Anschrift der vom Projektträger beauftragten Verifizierungsstelle und die Kopie der entsprechende Akkreditierungsurkunde gemäß § 19b Abs. 3 Z 4;

3.

die Menge der Upstream Emissions- Reduktionen, die auf die Ziele gemäß § 7 angerechnet werden sollen;

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;

5.

im Falle eines Nachweises gemäß Abs. 1 Z 3b und c die entsprechenden Unterlagen, die eine nachvollziehbare überprüfbare Dokumentation der Nachweise ermöglichen;

6.

eine Erklärung des Antragstellers, dass die anrechenbaren Upstream Emissions-Reduktion nicht bereits in einem anderen Mitgliedstaat der Europäischen Union geltend gemacht wurde oder eine Geltendmachung beabsichtigt wird;

(6) Die Anträge sind durch die Umweltbundesamt GmbH zu prüfen, wobei im Falle von Unklarheiten und unzureichenden Angaben entsprechende Nachforderungen an die Antragsteller durch die Umweltbundesamt GmbH gestellt werden können. Im Falle eines positiv beurteilten Antrages 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 Nachhaltigkeit und Tourismus abzulehnen.

§ 20

Text

Berichtspflicht

§ 20. (1) Berichtspflichtiger ist

1.

der Meldepflichtige,

2.

der Betrieb, der im laufenden Kalenderjahr Nachhaltigkeitsnachweise ausgestellt oder weitergegeben hat.

(2) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 Z 1 haben der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus jährlich einen Bericht vorzulegen, der insbesondere folgende Angaben zu enthalten hat:

1.

einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten, verwendeten oder gehandelten Mengen aller flüssigen und gasförmigen fossilen Kraftstoffe und Energieträger für den Einsatz im Verkehrsbereich unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts gemäß § 2 Z 28 und 30;

a)

Der Ursprung gemäß § 2 Z 28 ist zumindest in folgenden Fällen zu melden:

aa)

wenn der Meldeverpflichtete eine Person oder Gesellschaft ist, die gemäß Artikel 1 der Verordnung 2964/95/EG zur Schaffung eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und –lieferungen in der Gemeinschaft, ABl. Nr. L 310 vom 22.12.1995 S. 5, eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält;

bb)

wenn der Meldeverpflichtete mit anderen Anbietern von Kraftstoffen eine Vereinbarung über die Weitergabe von Informationen betreffend des Ursprungs der Kraftstoffe geschlossen hat. In allen anderen Fällen bezieht sich die Meldung des Ursprungs darauf, ob der Ursprung des Kraftstoffs in der EU oder nicht in der EU liegt.

b)

Bei Meldeverpflichteten, die KMU sind, bezeichnen die Begriffe Ursprung und Erwerbsort entweder die EU oder ein Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und/oder Öl aus bituminösen Mineralien liefern.

c)

Ist der Handelsname des verwendeten Rohstoffs nicht in der Liste in Anhang XIV enthalten, so sind bei der Berichtslegung der Handelsnamen und die entsprechenden Daten der Liste im Anhang XIV nach Möglichkeit zu ergänzen.

2.

einen Nachweis über die von ihm erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller flüssigen und gasförmigen Biokraftstoffe unter Angabe des Ursprungs und des Erwerbsorts, untergliedert nach:

a)

den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 genügen sowie den Mengen, welche den Anforderungen gemäß § 12 nicht genügen

b)

den Mengen, die aus den Ausgangsstoffen in Anhang XII Teil B und Anhang XIII angeführten Rohstoffen hergestellt wurden. Werden unterschiedliche Rohstoffe verwendet, so geben die Meldepflichtigen die Menge des Endprodukts für jeden Einsatzstoff an, die im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde.

3.

einen Nachweis über die in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Mengen aller sonstiger erneuerbarer Kraftstoffe für den Einsatz in Kraftfahrzeugen, mit Angaben zur Art und Menge der Kraftstoffe;

4.

einen Nachweis über alle gemäß § 19a Abs. 4 gemeinsam verarbeiteter Kraftstoffmengen mit Angaben zur Art und Menge der einzelnen Ausgangsstoffe sowie Ort und Zeitpunkt der Herstellung des Endprodukts;

5.

einen Nachweis, dass die zur Zielerreichung gemäß §§ 5, 6 und 7 anzurechnende erneuerbare Energie den Kriterien nach § 12 entspricht, sowie eine tabellarische Auflistung der einzelnen Nachhaltigkeitsnachweise und der darin enthaltenen Daten für die erstmals im Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder in das Bundesgebiet in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr verbrachten oder verwendeten Biokraftstoffe und

6.

die Höhe der nach § 19 berechneten Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen und nach § 19a der Treibhausgasintensität jedes einzelnen in den verbrauchsteuerrechtlichen freien Verkehr gebrachten oder verwendeten Kraftstoffs und Energieträgers für den Einsatz im Verkehrsbereich pro Energieeinheit und den spezifischen Summenwert, gemäß den jeweiligen Anteilen an der Gesamtmenge im jeweiligen Berichtsjahr. Die Berechnungsergebnisse nach § 19 sind einschließlich der vorläufigen Mittelwerte der geschätzten Emissionen infolge indirekter Landnutzungsänderungen durch Biokraftstoffe gemäß Anhang XII anzugeben.

7.

Bei den entsprechend §19b Abs. 1 Z 5 anzurechnende UERs sind für jedes einzelne anzurechnende UER Projekt folgende Angaben zu berichten:

a)

das Startdatum des Projekts;

b)

die jährlichen Emissionsreduktionen in CO2-Äquivalent in g/MJ;

c)

den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden;

d)

den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle;

e)

die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in CO2-Äquivalent in g/MJ des produzierten Rohstoffs;

f)

die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden;

g)

die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig identifiziert werden;

h)

bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre und im Berichtsjahr, den Lagerstättendruck, die Tiefe sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle.

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

1.

die Dritten auf Grund ihrer vertraglichen Verpflichtung die erforderlichen Nachweise gemäß Abs. 2 zu den von ihnen in Verkehr gebrachte Menge der unterschiedlichen Kraftstoffe und Energieträger zu übermitteln;

2.

die Verpflichteten Angaben über die vertraglich übernommene Erfüllung der Verpflichtungen durch Dritte mitzuteilen;

(4) Die jeweiligen Nachweise gemäß Abs. 2 haben für den Zeitraum eines Kalenderjahres beginnend mit 1. Jänner 2013 spätestens am 1. Mai des darauf folgenden Jahres bei der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus in elektronischer Form einzulangen.

(5) Berichtspflichtige gemäß Abs. 1 haben der Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus für den Zeitraum eines Quartals spätestens am Monatsletzten des darauf folgenden Monats 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.

§ 21

Text

Kostenersatz

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

1.

Registrierung bzw. Änderung der Registrierung der Betriebe, die Biokraftstoffe herstellen oder die Biokraftstoffe zum Zweck des Weiterhandelns aufnehmen in elNa (§ 14);

2.

Überprüfung und Kontrolle (§§ 13, 17, 18);

3.

Registrierung und Zulassung von Biokraftstoffen aus Abfällen und Reststoffen, die auf das Substitutionsziel nach §§ 5, 6 und 7 angerechnet werden sollen;

4.

Ausstellung von Nachweisen zur Anrechenbarkeit des Beitrags von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen (§ 11);

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);

6.

Prüfung des Antrags zur Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf Dritte (§ 7a);

7.

Prüfung des Antrags auf Reduktion der Verpflichtung nach § 6.

§ 22

Text

Ausgleichsbetrag

§ 22. (1) Kommt ein Verpflichteter seinen Verpflichtungen nach §§ 5, 6 oder 7 nicht nach, wird für die nach dem Energiegehalt berechnete Fehlmenge ein Ausgleichsbetrag per Bescheid durch die Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus festgesetzt.

1.

In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß §§ 5 und 6 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages für den nach § 5 zu substituierenden Anteil von fossilem Ottokraftstoff 43 Euro pro Gigajoule und für den zu substituierenden Anteil von fossilem Dieselkraftstoff 19 Euro pro Gigajoule.

2.

In den Fällen der Nichterreichung des Ziels gemäß § 7 beträgt die Höhe des Ausgleichsbetrages 15 Euro pro Tonne CO2 Äquivalent. Der Ausgleichsbetrag wird unter der Annahme berechnet, dass die Treibhausgasminderung der Fehlmenge pro Energieeinheit so hoch gewesen wäre wie die durchschnittliche Treibhausgasminderung pro Energieeinheit aller Biokraftstoffe, die im Vorvorjahr in Österreich zur Erfüllung der Verpflichtungen nach § 5 zum Tragen gekommen sind.

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

(3) Soweit der Verpflichtete die nach § 7a erforderlichen Angaben nicht oder nicht ordnungsgemäß mitgeteilt hat, wird entsprechend der vom 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 ders Ausgleichsbetrages per Bescheid festgelegt. Die Schätzung unterbleibt, soweit der Verpflichtete im Rahmen der Anhörung zum Festsetzungsbescheid die Mitteilung nachholt.

§ 23

Text

Inkrafttreten und Außerkrafttreten

§ 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) Die Berichtspflichten gemäß § 20 betreffend die Angabe zum Ursprung und des Erwerbsortes von Kraftstoffen treten außer Kraft, falls die entsprechenden Bestimmungen in Richtlinie (EU) 2015/652 im Rahmen der Annahme des Vorschlags für eine Verordnung über das Governance-Systems der Energieunion zur Änderung der Richtlinie 94/22/EG, der Richtlinie 98/70/EG, der Richtlinie 2009/31/EG, der Verordnung (EG) Nr. 663/2009, der Verordnung (EG) Nr. 715/2009, der Richtlinie 2009/73/EG, der Richtlinie 2009/119/EG des Rates, der Richtlinie 2010/31/EU, der Richtlinie 2012/27/EU, der Richtlinie 2013/30/EU und der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 aufgehoben werden.

§ 24

Text

Umsetzung von Unionsrecht

§ 24. Mit dieser Verordnung werden

1.

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.

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.

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.

Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe, ABl. Nr. L 307 vom 28.10.2014 S. 1,

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.

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,

umgesetzt.

umgesetzt.

§ 25

Text

Sprachliche Gleichbehandlung

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

Anl. 1

Text

Anhang I

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor

 

Typ:

Ottokraftstoff

 

 

 

 

 

 

Grenzwerte (2)

 

Merkmal (1)

Einheit

Mindestwert

Höchstwert

 

Research - Oktanzahl

 

95 (3)

--

 

Motor - Oktanzahl

 

85

--

 

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

 

10

 

– Tertiarer Butylalkohol

% v/v

 

7

 

– Isobutylalkohol

% v/v

 

10

 

– Ether, die 5 oder mehr Kohlenstoffatome je Molekül enthalten

% v/v

 

15

 

– Sonstige sauerstoffhaltige Komponenten (5)

% v/v

 

10

 

Schwefelgehalt

mg/kg

--

10

 

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. Juli 2017, 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. Juli 2017, 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.

Anl. 2

Text

Anhang II

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Fremdzündungsmotor

Typ: Ottokraftstoff

 

Parameter1

Einheit

Grenzwerte2

Minimum

Maximum

Research-Oktanzahl

 

953

Motor-Oktanzahl

 

85

Dampfdruck, Sommerperiode4

kPa

60,0

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. Juli 2017, genannten Verfahren. Es können gegebenenfalls die Analysemethoden verwenden, die in ÖNORM EN 228 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Unverbleite Ottokraftstoffe – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 15. Juli 2017, 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 4249 „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 1. Jänner 2013, 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.

Anl. 3

Text

Anhang III

Umweltbezogene Spezifikationen für handelsübliche Kraftstoffe zur Verwendung in Fahrzeugen mit Kompressionszündungsmotor

 

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“ vom 15. Juli 2017 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 – 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 der Grundlage der in ISO 4259 beschriebenen Kriterien ausgewertet.

(3) FAME erfüllt die Anforderungen der ÖNORM 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. April 2014.

Anl. 4

Text

Anhang IV

Spezifikationen für Flüssiggas gemäß der ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012

 

Eigenschaft 1

Einheit

Grenzwerte

 

 

Minimum

Maximum

Klopffestigkeit, MOZ (MOZ: Motor-Octanzahl)

 

89,0

 

Gesamtgehalt an Dienen (einschließlich 1,3-Butadien)

Mol %

 

0,5

Schwefelwasserstoff

 

Nicht nachweisbar

Gesamtschwefelgehalt (nach Odorierung)

mg/kg

 

50

 
 

Korrosionswirkung auf Kupfer (1 h bei 40°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Abdampfrückstand

mg/kg

 

60

 

Dampfdruck, Manometerdampfdruck, bei 40°C

kPa

 

1 550

 
 

Dampfdruck, Manometerdampfdruck, min 150 kPa bei einer Temperatur von

°C

 

 

 

– für Klasse A

-10

– für Klasse B

-5

– für Klasse C

0

– für Klasse D

+10

– für Klasse E

+20

Wassergehalt

 

Bestanden

Geruch

 

Unangenehm und spezifisch bei 20% UEG

 

(1) Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 589 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Flüssiggas – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. November 2012, genannten Verfahren.

Anl. 5

Text

Anhang V

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

 

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.

Anl. 6

Text

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 1. April 2014

 

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

mg/kg

500

Gesamtverschmutzungd

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 1. April 2014 genannten Verfahren.

a)

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 1. April 2014, angegebenen Gleichung durchzuführen.

b)

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. Mai 1997 wegen des nicht-Newton’schen Verhaltens in einem zwei-Phasen-System nur ohne die zugehörigen Präzisionswerte anwendbar.

c)

Siehe auch 5.5.3. der ÖNORM EN 14214 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Fettsäure-Methylester (FAME) für Dieselmotoren – Anforderungen „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Fettsäure-Methylester (FAME) zur Verwendung in Dieselmotoren und als Heizöl – Anforderungen und Prüfverfahren“ ausgegeben am 1. April 2014.

d)

Zur Bestimmung der Gesamtverschmutzung ist die ÖNORM EN 12662 „Flüssige Mineralölerzeugnisse – Bestimmung der Verschmutzung in Mitteldestillaten“ausgegeben am 1. August 2008 heranzuziehen.

Anl. 7

Text

Anhang VII

Kraftstoffspezifikationen für reines Pflanzenöl

 

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.

Anl. 8

Text

Anhang VIII

Kraftstoffspezifikationen für Superethanol E 85 gemäß ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Mai 2014

Tabelle 1 – Anforderungen für Superethanol E 85

 

Eigenschaft1

Einheit

Grenzwerte

Grenzwerte

 

 

min.

max.

Dichte (bei 15°C)

kg/m3

760,0

800,0

Oxidationsstabilität

min

360

Abdampfrückstand (gewaschen)

mg/100ml

5

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

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

Ether (5 oder mehr C-Atome)

% (V/V)

11,0

Wassergehalt

% (m/m)

-

0,400

Anorganisches Chlor

mg/kg

1,2

Kupferc

mg/kg

0,10

Phosphorc

mg/l

0,15

Schwefelc

mg/kg

10,0

Sulfat

mg/kg

4,0

 

(1) Die Prüfverfahren sind die in ONR CEN/TS 15293 „Kraftstoff für Kraftfahrzeuge – Ethanolkraftstoff (E85) für Kraftfahrzeuge – Anforderungen und Prüfverfahren“, ausgegeben am 1. Mai 2014 genannten Verfahren.

________________________

1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016 genannten Verfahren

Anl. 8a

Text

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 1. Oktober 2016;

Anforderungen für Paraffinische Dieselkraftstoffe

 

Eigenschaft1

Einheit

Grenzwerte Klasse A

Min

Grenzwerte Klasse A

Max

Grenzwerte Klasse B

Min

Grenzwerte Klasse B 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

 

65

%(V/V)aufgefangen bei 350°C

%(V/V)

85

 

85

 

95%(V/V)aufgefangen bei

°C

 

360

 

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

mg/kg

200

200

Gesamtverschmutzung

mg/kg

24

24

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Klasse1

Klasse 1

Klasse 1

Oxidationsstabilität

g/m3

h

-

20,04

25

-

20,05

25

 

___________________________

1 Die Prüfverfahren sind die in ÖNORM EN 15940 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Paraffinischer Dieselkraftstoff aus Synthese oder Hydrierungsverfahren – Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Oktober 2016 genannten Verfahren

2 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 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

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

Anl. 8b

Text

Anhang VIIIb

Spezifikationen für B10 Dieselkraftstoff gemäß ÖNORM EN 16734 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge ― B10 Dieselkraftstoff ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. Jänner 2017

Allgemein anwendbare Anforderungen für Dieselkraftstoff B10

 

Eigenschaft6

Einheit

Grenzwerte

Minimum

Grenzwerte

Maximum

Cetanzahl

 

51,0

Cetanindex

 

46,0

Dichte bei 15°C

kg/m3

820,0

845,0

Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe7

%(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

mg/kg

200

Gesamtverschmutzung

mg/kg

24

Korrosionswirkung auf Kupfer (3h bei 50°C)

Korrosionsgrad

Klasse 1

Klasse 1

Fettsäure-Metylester-Gehalt (FAME-Gehalt)8

% (V/V)

10,0

Oxidationsstabilität

g/m3

h

-

20,09

25

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

µm

460

Viskosität bei 40°C

mm2/s

2,000

4,500

Destillation10

 

 

 

%(V/V)aufgefangen bei 250°C11

%(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

7 Für die Anwendung dieser Europäischen Norm sind polycyclische aromtische Kohlenwasserstoffe definiert als der Gesamtgehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen abzüglich des Gehalts an mono-aromatischen Kohlenwasserstoffen

8 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen

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

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

Anl. 8c

Text

Anhang VIIIc

Spezifikationen für Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) gemäß ÖNORM EN 16709 „Kraftstoffe für Kraftfahrzeuge – Dieselkraftstoffmischungen mit hohem FAME-Anteil (B20 und B30) ― Anforderungen und Prüfverfahren“ vom 1. März 2016

Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohemFAME-Gehalt (B20)

 

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

mg/kg

260

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

 

Allgemein anwendbare Anforderungen für Kraftstoff mit hohemFAME-Gehalt (B30)

 

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

mg/kg

290

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 (B20 und B30) – Anforderungen und Prüfverfahren vom 1. März 2016 genannten Verfahren

13 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen

14 Für die Anwendung dieser Europäischen Norm sind polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe definiert als der Gesamtgehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen abzüglich des Gehalts an mono-aromatischen Kohlenwasserstoffen

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

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 (B20 und B30) – Anforderungen und Prüfverfahren vom 1. März 2016 genannten Verfahren

18 FAME muss die Anforderungen der EN 14214 erfüllen

19 Für die Anwendung dieser Europäischen Norm sind polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe definiert als der Gesamtgehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen abzüglich des Gehalts an mono-aromatischen Kohlenwasserstoffen

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

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

Anl. 9

Text

Anhang IX

Energiegehalt von Kraftstoffen gemäß der Richtlinie 2009/28/EG

 

Kraftstoff

Gewichtspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/kg)

Volumenspezifischer Energiegehalt (unterer Heizwert in MJ/l)

Dichte

Wert

Einheit

Bioethanol (aus Biomasse hergestelltes Ethanol)

27

21

0,778

kg/l

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

36 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

27 (davon 37% aus erneuerbaren Quellen)

0,750

kg/l

Biomethanol (aus Biomasse hergestelltes Methanol zur Verwendung als Biokraftstoff)

20

16

0,800

kg/l

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

35 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen)

26 (davon 22% aus erneuerbaren Quellen)

0,743

kg/l

Bio-DME (aus Biomasse hergestellter Dimethylether zur Verwendung als Biokraftstoff)

28

19

0,679

kg/l

Bio-TAEE (auf der Grundlage von Bioethanol hergestellter Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether)

38 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen)

29 (davon 29% aus erneuerbaren Quellen)

0,763

kg/l

Biobutanol (aus Biomasse hergestelltes Butanol zur Verwendung als Biokraftstoff)

33

27

0,818

kg/l

Biodiesel (Methylester eines pflanzlichen oder tierischen Öls mit Dieselkraftstoffqualität zur Verwendung als Biokraftstoff)

37

33

0,892

kg/l

Fischer-Tropsch-Diesel
(aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch))

44

34

0,773

kg/l

Hydriertes Pflanzenöl (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes Pflanzenöl)

44

34

0,773

kg/l

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

Biomethan

50

0,730

kg/m3(a)

Ottokraftstoff

43

32

0,744

kg/l

Dieselkraftstoff

43

36

0,837

kg/l

CNG(a) (Erdgas, Biomethan)

49,2

0,728

kg/m3

LNG (Erdgas; Biomethan)

22

0,430

kg/l

 

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

Anl. 10

Text

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 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

61%

52%

Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

32%

16%

Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

32%

16%

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

45%

34%

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

53%

47%

Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

69%

69%

Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

56%

49%

Ethanol aus Zuckerrohr

71%

71%

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

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

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

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

Biodiesel aus Raps

45%

38%

Biodiesel aus Sonnenblumen

58%

51%

Biodiesel aus Sojabohnen

40%

31%

Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

36%

19%

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

62%

56%

Biodiesel aus pflanzlichen oder tierischem Abfallöl (*)

88%

83%

Hydriertes Rapsöl

51%

47%

Hydriertes Sonnenblumenöl

65%

62%

Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert)

40%

26%

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

68%

65%

Reines Rapsöl

58%

57%

Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas

80%

73%

Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas

84%

81%

Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas

86%

82%

 

(*) Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 mit Hygienevorschriften für nicht für den menschlichen Verzehr bestimmte tierische Nebenprodukte und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1774/2002, ABl. L Nr. L 300 vom 14.11.2009 S. 1, zuletzt berichtigt durch ABl. Nr. L 348 vom 04.12.2014 S. 31 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.

B.

Geschätzte typische Werte und Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren, bei Herstellung ohne Netto-CO2-Emission infolge von Landnutzungsänderungen

 

Herstellungsweg des Biokraftstoffs

Typische Werte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Standardwerte für die Minderung von Treibhausgasemissionen

Ethanol aus Weizenstroh

87%

85%

Ethanol aus Abfallholz

80%

74%

Ethanol aus Kulturholz

76%

70%

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz

95%

95%

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz

93%

93%

Dimethylether (DME) aus Abfallholz

95%

95%

DME aus Kulturholz

92%

92%

Methanol aus Abfallholz

94%

94%

Methanol aus Kulturholz

91%

91%

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

Wie beim Herstellungsweg für Methanol

Wie beim Herstellungsweg für Methanol

 

C.

Methodologie

 

1.

Die Treibhausgasemissionen bei der Herstellung und Verwendung von Kraftstoffen und Biokraftstoffen werden wie folgt berechnet:

E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee,

 

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 und

eee

= Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung.

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

 

2.

Die durch Kraftstoffe verursachten Treibhausgasemissionen E werden in CO2-Äquivalent in g/MJ (Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff) angegeben.

 

3.

Abweichend von Nummer 2 können für Kraftstoffe die in die in CO2-Äquivalent in g/MJ berechneten Werte so angepasst werden, dass Unterschiede zwischen Kraftstoffen bei der in km/MJ ausgedrückten geleisteten Nutzarbeit berücksichtigt werden. Derartige Anpassungen sind nur zulässig, wenn Belege für die Unterschiede bei der geleisteten Nutzarbeit angeführt werden.

 

4.

Die durch die Verwendung von Biokraftstoffen erzielte Einsparung bei den Treibhausgasemissionen wird wie folgt berechnet:

 

EINSPARUNG = (EF – EB)/EF

 

dabei sind:

EB = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Biokraftstoffs;

 

EF = Gesamtemissionen des Komparators für Fossilbrennstoffe.

 

5.

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:

 

CO2:

1

N2O:

296

CH4:

23

 

6.

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 ein. Die CO2-Bindung beim Anbau der Rohstoffe wird nicht berücksichtigt. Zertifizierte Reduktionen von Treibhausgasemissionen aus dem Abfackeln an Ölförderstätten in allen Teilen der Welt werden abgezogen. Alternativ zu den tatsächlichen Werten können für die Emissionen beim Anbau Schätzungen aus den Durchschnittswerten abgeleitet werden, die für kleinere als die bei der Berechnung der Standardwerte herangezogenen geografischen Gebiete berechnet wurden.

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:

el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB(22)

dabei sind:

 

el = auf das Jahr umgerechnete Treibhausgasemissionen aus Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen (gemessen als Masse (Gramm) an CO2-Äquivalent pro Energieeinheit (Megajoule) Biokraftstoff); „Kulturflächen“ (23) und „Dauerkulturen“ (24) sind als eine einzige Landnutzungsart zu betrachten;

CSR= der mit der Bezugsfläche verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Die Referenzlandnutzung ist die Landnutzung im Januar 2008 oder 20 Jahre vor der Gewinnung des Rohstoffs, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist;

 

CSA =.der mit der tatsächlichen Landnutzung verbundene Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit (gemessen als Masse (Tonnen) an Kohlenstoff pro Flächeneinheit einschließlich Boden und Vegetation). Wenn sich der Kohlenstoffbestand über mehr als ein Jahr akkumuliert, gilt als CSA-Wert der geschätzte Kohlenstoffbestand pro Flächeneinheit nach 20 Jahren oder zum Zeitpunkt der Reife der Pflanzen, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist;

 

P = die Pflanzenproduktivität (gemessen als Energie des Biokraftstoffs pro Flächeneinheit und Jahr) und

 

eB = Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ Biokraftstoff, wenn die Biomasse unter den in Nummer 8 genannten Bedingungen auf wiederhergestellten degradierten Flächen gewonnen wird

 

8.

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

a)

im Januar 2008 nicht landwirtschaftlich oder zu einem anderen Zweck genutzt wurde und

b)

unter eine der folgenden zwei Kategorien fällt:

i)

stark degradierte Flächen einschließlich früherer landwirtschaftlicher Nutzflächen,

ii)

stark verschmutzte Flächen.

Der Bonus von 29 CO2-Äquivalent in g/MJ gilt für einen Zeitraum von bis zu 10 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 Z i fallenden Flächen gewährleistet werden und die Bodenverschmutzung auf unter Z ii fallenden Flächen gesenkt wird.

9.

Die in Nummer 8 Buchstabe b genannten Kategorien werden wie folgt definiert:

a)

„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;

b)

„stark verschmutzte Flächen“ sind Flächen, die aufgrund der Bodenverschmutzung ungeeignet für den Anbau von Lebens- und Futtermitteln sind.

Dazu gehören auch Flächen, die Gegenstand eines Beschlusses der Kommission gemäß Artikel 18 Abs. 4 Unterabsatz 4 sind.

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 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).

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. 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.

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 6 berücksichtigt werden, fallen nicht unter diese Nummer.

13.

Die Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs (eu) werden für Biokraftstoffe mit null angesetzt.

 

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.

 

15.

Die Emissionseinsparung durch CO2-Abscheidung und -ersetzung (eccr) wird begrenzt auf die durch Abscheidung von CO2 vermiedenen Emissionen, wobei der Kohlenstoff aus Biomasse stammt und anstelle des auf fossile Brennstoffe zurückgehenden Kohlendioxids für gewerbliche Erzeugnisse und Dienstleistungen verwendet wird.

 

16.

Die Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung (eee) wird im Verhältnis zu dem von Kraftstoffherstellungssystemen mit Kraft-Wärme-Kopplung, welche als Brennstoff andere Nebenerzeugnisse als Ernterückstände einsetzen, erzeugten Elektrizitätsüberschuss berücksichtigt. Für die Berücksichtigung dieses Elektrizitätsüberschusses wird davon ausgegangen, dass die Größe der KWK-Anlage der Mindestgröße entspricht, die erforderlich ist, um die für die Kraftstoffherstellung benötigte Wärme zu liefern. Die mit diesem Elektrizitätsüberschuss verbundene Minderung an Treibhausgasemissionen werden der Treibhausgasmenge gleichgesetzt, die bei der Erzeugung einer entsprechenden Elektrizitätsmenge in einem Kraftwerk emittiert würde, das den gleichen Brennstoff einsetzt wie die KWK-Anlage.

 

17.

Werden bei einem Kraftstoffherstellungsverfahren neben dem Kraftstoff, für den die Emissionen berechnet werden, weitere Erzeugnisse („Nebenerzeugnisse“) hergestellt, 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.

 

18.

Für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 sind die aufzuteilenden Emissionen eec + el + die Anteile von ep, etd und eee, die bis einschließlich zu dem Verfahrensschritt anfallen, bei dem ein Nebenerzeugnis erzeugt wird. Wurden in einem früheren Verfahrensschritt Emissionen Nebenerzeugnissen 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 werden sämtliche Nebenerzeugnisse, einschließlich nicht unter Nummer 16 fallender Elektrizität, für die Zwecke der Berechnung berücksichtigt, mit Ausnahme von Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen. Für die Zwecke der Berechnung wird der Energiegehalt von Nebenerzeugnissen mit negativem Energiegehalt auf null festgesetzt.

Die Lebenszyklus-Treibhausgasemissionen von Abfällen, Ernterückständen wie Stroh, Bagasse, Hülsen, Maiskolben und Nussschalen sowie Produktionsrückständen einschließlich Rohglycerin (nicht raffiniertes Glycerin) werden bis zur Sammlung dieser Materialien auf null angesetzt.

Bei Kraftstoffen, die in Raffinerien hergestellt werden, ist die Analyseeinheit für die Zwecke der Berechnung nach Nummer 17 die Raffinerie.

 

D.

Disaggregierte Standardwerte für Biokraftstoffe

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

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

12

12

Ethanol aus Weizen

23

23

Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt

20

20

Ethanol aus Zuckerrohr

14

14

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

Biodiesel aus Raps

29

29

Biodiesel aus Sonnenblumen

18

18

Biodiesel aus Sojabohnen

19

19

Biodiesel aus Palmöl

14

14

Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem (*) Abfallöl

0

0

Hydriertes Rapsöl

30

30

Hydriertes Sonnenblumenöl

18

18

Hydriertes Palmöl

15

15

Reines Rapsöl

30

30

Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas

0

0

Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas

0

0

Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas

0

0

 

(*)Mit Ausnahme von tierischen Ölen aus tierischen Nebenprodukten, die in der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 als Material der Kategorie 3 eingestuft werden.

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

19

26

Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

32

45

Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

32

45

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

21

30

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

14

19

Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

1

1

Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

15

21

Ethanol aus Zuckerrohr

1

1

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

Biodiesel aus Raps

16

22

Biodiesel aus Sonnenblumen

16

22

Biodiesel aus Sojabohnen

18

26

Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

35

49

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

13

18

Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl

9

13

Hydriertes Rapsöl

10

13

Hydriertes Sonnenblumenöl

10

13

Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert)

30

42

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

7

9

Reines Rapsöl

4

5

Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas

14

20

Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas

8

11

Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas

8

11

 

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

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

2

2

Ethanol aus Weizen

2

2

Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt

2

2

Ethanol aus Zuckerrohr

9

9

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

Biodiesel aus Raps

1

1

Biodiesel aus Sonnenblumen

1

1

Biodiesel aus Sojabohnen

13

13

Biodiesel aus Palmöl

5

5

Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl

1

1

Hydriertes Rapsöl

1

1

Hydriertes Sonnenblumenöl

1

1

Hydriertes Palmöl

5

5

Reines Rapsöl

1

1

Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas

3

3

Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas

5

5

Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas

4

4

 

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Zuckerrüben

33

40

Ethanol aus Weizen (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

57

70

Ethanol aus Weizen (Braunkohle als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

57

70

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in konventioneller Anlage)

46

55

Ethanol aus Weizen (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

39

44

Ethanol aus Weizen (Stroh als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

26

26

Ethanol aus Mais, in der Gemeinschaft erzeugt (Erdgas als Prozessbrennstoff in KWK-Anlage)

37

43

Ethanol aus Zuckerrohr

24

24

ETBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

TAEE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Ethanol

 

Biodiesel aus Raps

46

52

Biodiesel aus Sonnenblumen

35

41

Biodiesel aus Sojabohnen

50

58

Biodiesel aus Palmöl (Prozessbrennstoff nicht spezifiziert)

54

68

Biodiesel aus Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

32

37

Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl

10

14

Hydriertes Rapsöl

41

44

Hydriertes Sonnenblumenöl

29

32

Hydriertes Palmöl (Prozess nicht spezifiziert)

50

62

Hydriertes Palmöl (Verarbeitung mit Methanbindung an der Ölmühle)

27

29

Reines Rapsöl

35

36

Biogas aus organischen Siedlungsabfällen als komprimiertes Erdgas

17

23

Biogas aus Gülle als komprimiertes Erdgas

13

16

Biogas aus Trockenmist als komprimiertes Erdgas

12

15

 

E.

Geschätzte disaggregierte Standardwerte für künftige Biokraftstoffe, die im Januar 2008 nicht oder nur in vernachlässigbaren Mengen auf dem Markt waren

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

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

3

3

Ethanol aus Holz

1

1

Ethanol aus Kulturholz

6

6

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz

1

1

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz

4

4

DME aus Abfallholz

1

1

DME aus Kulturholz

5

5

Methanol aus Abfallholz

1

1

Methanol aus Kulturholz

5

5

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Methanol

 

 

Disaggregierte Standardwerte für die Verarbeitung (einschl. Elektrizitätsüberschuss):„ep – eee“ gemäß Definition in Teil C dieses Anhangs

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgas-Emissionen (CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

5

7

Ethanol aus Holz

12

17

Fischer-Tropsch-Diesel aus Holz

0

0

DME aus Holz

0

0

Methanol aus Holz

0

0

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

 

 

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

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

2

2

Ethanol aus Abfallholz

4

4

Ethanol aus Kulturholz

2

2

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz

3

3

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz

2

2

DME aus Abfallholz

4

4

DME aus Kulturholz

2

2

Methanol aus Abfallholz

4

4

Methanol aus Kulturholz

2

2

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Methanol

 

 

Insgesamt für Anbau, Verarbeitung, Transport und Vertrieb

 

Herstellungsweg der Biokraftstoffe

Typische Treibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Standardtreibhausgasemissionen

(CO2-Äquivalent in g/MJ)

Ethanol aus Weizenstroh

11

13

Ethanol aus Abfallholz

17

22

Ethanol aus Kulturholz

20

25

Fischer-Tropsch-Diesel aus Abfallholz

4

4

Fischer-Tropsch-Diesel aus Kulturholz

6

6

DME aus Abfallholz

5

5

DME aus Kulturholz

7

7

Methanol aus Abfallholz

5

5

Methanol aus Kulturholz

7

7

MTBE, Anteil aus erneuerbaren Quellen

Wie beim Herstellungsweg für Methanol“

 

 

________________________

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.

23 Kulturflächen im Sinn der Definition des IPCC

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

Anl. 10a

Text

Anhang Xa

Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Meldeverpflichteten

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:

Treibhausgasintensität eines Meldeverpflichteten(#)

Dabei ist

a)

„#“ die Umsatzsteuer-Identifikationsnummer des Meldeverpflichteten

b)

„x“ die Arten von Kraftstoffen und Energieträgern, die gemäß Anhang I Tabelle 1 Z 17 Buchstabe c der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 unter diese Richtlinie fallen.

c)

„MJx“ die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt wurde.

d)

Upstream-Emissions-Reduktionen (UER)

e)

„GHGix“ ist die Treibhausgasintensität des Kraftstoffs oder des Energieträgers „x“, ausgedrückt in CO2Äquivalent in g/MJ.

f)

„AF“ sind die Anpassungsfaktoren für die Antriebsstrangeffizienz:

 

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

73,6

Erdgas, EU-Mix

Komprimiertes Erdgas im Fremdzündungsmotor

69,3

69,3

Erdgas, EU-Mix

Verflüssigtes Erdgas im Fremdzündungsmotor

74,5

74,5

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

Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungsmotor

3,3

3,3

Erdgas mit Dampfreformierung

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

104,3

104,3

Vollständig durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

9,1

9,1

Kohle

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

234,4

234,4

Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

52,7

52,7

Altkunststoff aus fossilen Einsatzstoffen

Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff

86

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

Anl. 11

Text

Anhang XI

Nachhaltigkeitskriterien für Ausgangsstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen

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:

1.)

Primärwald und andere bewaldete Flächen, das heißt Wald und andere bewaldete Flächen mit einheimischen Arten, in denen es kein deutlich sichtbares Anzeichen für menschliche Aktivität gibt und die ökologischen Prozesse nicht wesentlich gestört sind;

2.)

Folgende ausgewiesene Flächen, sofern nicht nachgewiesen wird, dass die Gewinnung des Rohstoffs den genannten Naturschutzzwecken nicht zuwiderläuft;

a)

durch gesetzliche Bestimmungen oder von der zuständigen Behörde ausgewiesene Flächen für Naturschutzzwecke,

b)

Flächen für den Schutz seltener, bedrohter oder gefährdeter Ökosysteme oder Arten, die in internationalen Übereinkünften anerkannt werden oder in den Verzeichnissen zwischenstaatlicher Organisationen oder der Internationalen Union für die Erhaltung der Natur aufgeführt sind, vorbehaltlich ihrer Anerkennung gemäß dem Verfahren des Artikels 18 Abs. 4 Unterabsatz 2 der Richtlinie 2009/28/EG.

3.)

Grünland mit großer biologischer Vielfalt entsprechend der Definition der Verordnung (EU) 1307/2014 zur Festlegung der Kriterien und geografischen Verbreitungsgebiete zur Bestimmung von Grünland mit großer biologischer Vielfalt für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 3 Buchstabe c der Richtlinie 98/70/EG über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und des Artikels 17 Absatz 3 Buchstabe c der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, ABl. Nr. L 351 vom 09.12.2014 S. 3, sowie der Verordnung des Bundesministers für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft über landwirtschaftliche Ausgangsstoffe für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe, BGBl. II Nr. 250/2010.

4.)

Flächen mit hohem Kohlenstoffbestand, die im Januar 2008 einen der folgenden Stati hatten, diesen Status aber nicht mehr haben. Dieser Absatz findet keine Anwendung, wenn zum Zeitpunkt der Gewinnung des Ausgangsstoffes zur Herstellung von Biokraftstoffen die Flächen denselben Status hatten wie im Januar 2008:

a)

Feuchtgebiete, d. h. Flächen, die ständig oder für einen beträchtlichen Teil des Jahres von Wasser bedeckt oder durchtränkt sind;

b)

kontinuierlich bewaldete Gebiete, d. h. Flächen von mehr als einem Hektar mit über fünf Meter hohen Bäumen und einem Überschirmungsgrad von mehr als 30 % oder mit Bäumen, die auf dem jeweiligen Standort diese Werte erreichen können;

c)

Flächen von mehr als einem Hektar mit über fünf Meter hohen Bäumen und einem Überschirmungsgrad von 10 bis 30 % oder mit Bäumen, die auf dem jeweiligen Standort diese Werte erreichen können, sofern nicht nachgewiesen wird, dass die Fläche vor und nach der Umwandlung einen solchen Kohlenstoffbestand hat, dass unter Anwendung der in Anhang X Teil C beschriebenen Methode die in §12 Abs. 3 genannten Bedingungen erfüllt wäre.

Anl. 12

Text

Anhang XII

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:

1.

Rohstoffe, die nicht in Teil A dieses Anhangs aufgeführt sind;

2.

Rohstoffe, deren Anbau zu direkten Landnutzungsänderungen geführt hat, d. h. zu einem Wechsel von einer der folgenden Kategorien des IPCC in Bezug auf die Bodenbedeckung — bewaldete Flächen, Grünland, Feuchtgebiete, Ansiedlungen oder sonstige Flächen — zu Kulturflächen oder Dauerkulturen(29). In diesem Fall hätte ein ‚Emissionswert für direkte Landnutzungsänderungen (e1)‘ nach Anhang IX Teil C Nummer 7 berechnet werden müssen.30

___________________________

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.

Anl. 13

Text

Anhang XIII

Teil A.

Fortschrittliche Biokraftstoffe gemäß Anhang IX Teil A der Richtlinie (EU) 2015/1513

a)

Algen, sofern zu Land in Becken oder Photobioreaktoren kultiviert;

b)

Biomasse-Anteil gemischter Siedlungsabfälle, nicht jedoch getrennte Haushaltsabfälle, für die Recycling-Ziele gemäß Artikel 11 Abs. 2 Buchstabe a der Richtlinie 2008/98/EG über Abfälle und zur Aufhebung bestimmter Richtlinien, ABl. Nr. L 312 vom 22.11.2008 S 3 gelten;

c)

Bioabfall im Sinn des Artikels 3 Abs. 4 der Richtlinie 2008/98/EG aus privaten Haushalten, der einer getrennten Sammlung im Sinn des Artikels 3 Abs. 11 der genannten Richtlinie unterliegt;

d)

Biomasse-Anteil von Industrieabfällen, der ungeeignet zur Verwendung in der Nahrungs- oder Futtermittelkette ist, einschließlich Material aus Groß- und Einzelhandel, Agrar- und Ernährungsindustrie sowie Fischwirtschaft und Aquakulturindustrie und ausschließlich der in Teil B dieses Anhangs aufgeführten Rohstoffe;

e)

Stroh;

f)

Gülle und Klärschlamm;

g)

Abwasser aus Palmölmühlen und leere Palmfruchtbündel;

h)

Tallölpech;

i)

Rohglyzerin;

j)

Bagasse;

k)

Traubentrester und Weintrub;

l)

Nussschalen;

m)

Hülsen;

n)

entkernte Maiskolben;

o)

Biomasse-Anteile von Abfällen und Reststoffen aus der Forstwirtschaft und forstbasierten Industrien, d. h. Rinde, Zweige, vorkommerzielles Durchforstungsholz, Blätter, Nadeln, Baumspitzen, Sägemehl, Sägespäne, Schwarzlauge, Braunlauge, Faserschlämme, Lignin und Tallöl;

p)

anderes zellulosehaltiges Non-Food-Material im Sinne des §°2 Z°12;

q)

anderes lignozellulosehaltiges Material im Sinn des §°2 Z°11 mit Ausnahme von Säge- und Furnierrundholz;

r)

im Verkehrssektor eingesetzte flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs;

s)

Abscheidung und Nutzung von CO2 für Verkehrszwecke, sofern die Energiequelle in Übereinstimmung mit §°2 Z 8 erneuerbar ist

t)

Bakterien, sofern die Energiequelle in Übereinstimmung mit §°2 Z 8 erneuerbar ist.

Teil B.

Rohstoffe für Biokraftstoffe gemäß Anhang IX Teil B der Richtlinie (EU) 2015/1513

a)

gebrauchtes Speiseöl;

b)

tierische Fette, derKategorien 1 und 2 der Verordnung 1069/2009/EG.

Anl. 14

Text

Anhang XIV

Handelsnahme des Rohstoffs

 

Land

Handelsname des Rohstoffs

API

Schwefel (% Massenanteil)

Abu Dhabi

Al Bunduq

38,5

1,1

Abu Dhabi

Mubarraz

38,1

0,9

Abu Dhabi

Murban

40,5

0,8

Abu Dhabi

Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine)

40,6

1

Abu Dhabi

Umm Shaif (Abu Dhabi Marine)

37,4

1,5

Abu Dhabi

Arzanah

44

0

Abu Dhabi

Abu Al Bu Khoosh

31,6

2

Abu Dhabi

Murban Bottoms

21,4

NICHT VERFÜGBAR (N.V.)

Abu Dhabi

Top Murban

21

N.V.

Abu Dhabi

Upper Zakum

34,4

1,7

Algerien

Arzew

44,3

0,1

Algerien

Hassi Messaoud

42,8

0,2

Algerien

Zarzaitine

43

0,1

Algerien

Algerian

44

0,1

Algerien

Skikda

44,3

0,1

Algerien

Saharan Blend

45,5

0,1

Algerien

Hassi Ramal

60

0,1

Algerien

Algerian Condensate

64,5

N.V.

Algerien

Algerian Mix

45,6

0,2

Algerien

Algerian Condensate (Arzew)

65,8

0

Algerien

Algerian Condensate (Bejaia)

65,0

0

Algerien

Top Algerian

24,6

N.V.

Angola

Cabinda

31,7

0,2

Angola

Takula

33,7

0,1

Angola

Soyo Blend

33,7

0,2

Angola

Mandji

29,5

1,3

Angola

Malongo (West)

26

N.V.

Angola

Cavala-1

42,3

N.V.

Angola

Sulele (South-1)

38,7

N.V.

Angola

Palanca

40

0,14

Angola

Malongo (North)

30

N.V.

Angola

Malongo (South)

25

N.V.

Angola

Nemba

38,5

0

Angola

Girassol

31,3

N.V.

Angola

Kuito

20

N.V.

Angola

Hungo

28,8

N.V.

Angola

Kissinje

30,5

0,37

Angola

Dalia

23,6

1,48

Angola

Gimboa

23,7

0,65

Angola

Mondo

28,8

0,44

Angola

Plutonio

33,2

0,036

Angola

Saxi Batuque Blend

33,2

0,36

Angola

Xikomba

34,4

0,41

Argentinien

Tierra del Fuego

42,4

N.V.

Argentinien

Santa Cruz

26,9

N.V.

Argentinien

Escalante

24

0,2

Argentinien

Canadon Seco

27

0,2

Argentinien

Hidra

51,7

0,05

Argentinien

Medanito

34,93

0,48

Armenien

Armenian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Australien

Jabiru

42,3

0,03

Australien

Kooroopa (Jurassic)

42

N.V.

Australien

Talgeberry (Jurassic)

43

N.V.

Australien

Talgeberry (Up Cretaceous)

51

N.V.

Australien

Woodside Condensate

51,8

N.V.

Australien

Saladin-3 (Top Barrow)

49

N.V.

Australien

Harriet

38

N.V.

Australien

Skua-3 (Challis Field)

43

N.V.

Australien

Barrow Island

36,8

0,1

Australien

Northwest Shelf Condensate

53,1

0

Australien

Jackson Blend

41,9

0

Australien

Cooper Basin

45,2

0,02

Australien

Griffin

55

0,03

Australien

Buffalo Crude

53

N.V.

Australien

Cossack

48,2

0,04

Australien

Elang

56,2

N.V.

Australien

Enfield

21,7

0,13

Australien

Gippsland (Bass Strait)

45,4

0,1

Aserbaidschan

Azeri Light

34,8

0,15

Bahrain

Bahrain Miscellaneous

N.V.

N.V.

Belarus

Belarus Miscellaneous

N.V.

N.V.

Benin

Seme

22,6

0,5

Benin

Benin Miscellaneous

N.V.

N.V.

Belize

Belize Light Crude

40

N.V.

Belize

Belize Miscellaneous

N.V.

N.V.

Bolivien

Bolivian Condensate

58,8

0,1

Brasilien

Garoupa

30,5

0,1

Brasilien

Sergipano

25,1

0,4

Brasilien

Campos Basin

20

N.V.

Brasilien

Urucu (Upper Amazon)

42

N.V.

Brasilien

Marlim

20

N.V.

Brasilien

Brazil Polvo

19,6

1,14

Brasilien

Roncador

28,3

0,58

Brasilien

Roncador Heavy

18

N.V.

Brasilien

Albacora East

19,8

0,52

Brunei

Seria Light

36,2

0,1

Brunei

Champion

24,4

0,1

Brunei

Champion Condensate

65

0,1

Brunei

Brunei LS Blend

32

0,1

Brunei

Brunei Condensate

65

N.V.

Brunei

Champion Export

23,9

0,12

Kamerun

Kole Marine Blend

34,9

0,3

Kamerun

Lokele

21,5

0,5

Kamerun

Moudi Light

40

N.V.

Kamerun

Moudi Heavy

21,3

N.V.

Kamerun

Ebome

32,1

0,35

Kamerun

Cameroon Miscellaneous

N.V.

N.V.

Kanada

Peace River Light

41

N.V.

Kanada

Peace River Medium

33

N.V.

Kanada

Peace River Heavy

23

N.V.

Kanada

Manyberries

36,5

N.V.

Kanada

Rainbow Light and Medium

40,7

N.V.

Kanada

Pembina

33

N.V.

Kanada

Bells Hill Lake

32

N.V.

Kanada

Fosterton Condensate

63

N.V.

Kanada

Rangeland Condensate

67,3

N.V.

Kanada

Redwater

35

N.V.

Kanada

Lloydminster

20,7

2,8

Kanada

Wainwright-Kinsella

23,1

2,3

Kanada

Bow River Heavy

26,7

2,4

Kanada

Fosterton

21,4

3

Kanada

Smiley-Coleville

22,5

2,2

Kanada

Midale

29

2,4

Kanada

Milk River Pipeline

36

1,4

Kanada

Ipl-Mix Sweet

40

0,2

Kanada

Ipl-Mix Sour

38

0,5

Kanada

Ipl Condensate

55

0,3

Kanada

Aurora Light

39,5

0,4

Kanada

Aurora Condensate

65

0,3

Kanada

Reagan Field

35

0,2

Kanada

Synthetic Canada

30,3

1,7

Kanada

Cold Lake

13,2

4,1

Kanada

Cold Lake Blend

26,9

3

Kanada

Canadian Federated

39,4

0,3

Kanada

Chauvin

22

2,7

Kanada

Gcos

23

N.V.

Kanada

Gulf Alberta L & M

35,1

1

Kanada

Light Sour Blend

35

1,2

Kanada

Lloyd Blend

22

2,8

Kanada

Peace River Condensate

54,9

N.V.

Kanada

Sarnium Condensate

57,7

N.V.

Kanada

Saskatchewan Light

32,9

N.V.

Kanada

Sweet Mixed Blend

38

0,5

Kanada

Syncrude

32

0,1

Kanada

Rangeland — South L & M

39,5

0,5

Kanada

Northblend Nevis

34

N.V.

Kanada

Canadian Common Condensate

55

N.V.

Kanada

Canadian Common

39

0,3

Kanada

Waterton Condensate

65,1

N.V.

Kanada

Panuke Condensate

56

N.V.

Kanada

Federated Light and Medium

39,7

2

Kanada

Wabasca

23

N.V.

Kanada

Hibernia

37,3

0,37

Kanada

BC Light

40

N.V.

Kanada

Boundary

39

N.V.

Kanada

Albian Heavy

21

N.V.

Kanada

Koch Alberta

34

N.V.

Kanada

Terra Nova

32,3

N.V.

Kanada

Echo Blend

20,6

3,15

Kanada

Western Canadian Blend

19,8

3

Kanada

Western Canadian Select

20,5

3,33

Kanada

White Rose

31,0

0,31

Kanada

Access

22

N.V.

Kanada

Premium Albian Synthetic Heavy

20,9

N.V.

Kanada

Albian Residuum Blend (ARB)

20,03

2,62

Kanada

Christina Lake

20,5

3

Kanada

CNRL

34

N.V.

Kanada

Husky Synthetic Blend

31,91

0,11

Kanada

Premium Albian Synthetic (PAS)

35,5

0,04

Kanada

Seal Heavy (SH)

19,89

4,54

Kanada

Suncor Synthetic A (OSA)

33,61

0,178

Kanada

Suncor Synthetic H (OSH)

19,53

3,079

Kanada

Peace Sour

33

N.V.

Kanada

Western Canadian Resid

20,7

N.V.

Kanada

Christina Dilbit Blend

21,0

N.V.

Kanada

Christina Lake Dilbit

38,08

3,80

Tschad

Doba Blend (Early Production)

24,8

0,14

Tschad

Doba Blend (Later Production)

20,8

0,17

Chile

Chile Miscellaneous

N.V.

N.V.

China

Taching (Daqing)

33

0,1

China

Shengli

24,2

1

China

Beibu

N.V.

N.V.

China

Chengbei

17

N.V.

China

Lufeng

34,4

N.V.

China

Xijiang

28

N.V.

China

Wei Zhou

39,9

N.V.

China

Liu Hua

21

N.V.

China

Boz Hong

17

0,282

China

Peng Lai

21,8

0,29

China

Xi Xiang

32,18

0,09

Kolumbien

Onto

35,3

0,5

Kolumbien

Putamayo

35

0,5

Kolumbien

Rio Zulia

40,4

0,3

Kolumbien

Orito

34,9

0,5

Kolumbien

Cano-Limon

30,8

0,5

Kolumbien

Lasmo

30

N.V.

Kolumbien

Cano Duya-1

28

N.V.

Kolumbien

Corocora-1

31,6

N.V.

Kolumbien

Suria Sur-1

32

N.V.

Kolumbien

Tunane-1

29

N.V.

Kolumbien

Casanare

23

N.V.

Kolumbien

Cusiana

44,4

0,2

Kolumbien

Vasconia

27,3

0,6

Kolumbien

Castilla Blend

20,8

1,72

Kolumbien

Cupiaga

43,11

0,082

Kolumbien

South Blend

28,6

0,72

Kongo (Brazzaville)

Emeraude

23,6

0,5

Kongo (Brazzaville)

Djeno Blend

26,9

0,3

Kongo (Brazzaville)

Viodo Marina-1

26,5

N.V.

Kongo (Brazzaville)

Nkossa

47

0,03

Kongo (Kinshasa)

Muanda

34

0,1

Kongo (Kinshasa)

Congo/Zaire

31,7

0,1

Kongo (Kinshasa)

Coco

30,4

0,15

Côte d'Ivoire

Espoir

31,4

0,3

Côte d'Ivoire

Lion Cote

41,1

0,101

Dänemark

Dan

30,4

0,3

Dänemark

Gorm

33,9

0,2

Dänemark

Danish North Sea

34,5

0,26

Dubai

Dubai (Fateh)

31,1

2

Dubai

Margham Light

50,3

0

Ecuador

Oriente

29,2

1

Ecuador

Quito

29,5

0,7

Ecuador

Santa Elena

35

0,1

Ecuador

Limoncoha-1

28

N.V.

Ecuador

Frontera-1

30,7

N.V.

Ecuador

Bogi-1

21,2

N.V.

Ecuador

Napo

19

2

Ecuador

Napo Light

19,3

N.V.

Ägypten

Belayim

27,5

2,2

Ägypten

El Morgan

29,4

1,7

Ägypten

Rhas Gharib

24,3

3,3

Ägypten

Gulf of Suez Mix

31,9

1,5

Ägypten

Geysum

19,5

N.V.

Ägypten

East Gharib (J-1)

37,9

N.V.

Ägypten

Mango-1

35,1

N.V.

Ägypten

Rhas Budran

25

N.V.

Ägypten

Zeit Bay

34,1

0,1

Ägypten

East Zeit Mix

39

0,87

Äquatorialguinea

Zafiro

30,3

N.V.

Äquatorialguinea

Alba Condensate

55

N.V.

Äquatorialguinea

Ceiba

30,1

0,42

Gabun

Gamba

31,8

0,1

Gabun

Mandji

30,5

1,1

Gabun

Lucina Marine

39,5

0,1

Gabun

Oguendjo

35

N.V.

Gabun

Rabi-Kouanga

34

0,6

Gabun

T'Catamba

44,3

0,21

Gabun

Rabi

33,4

0,06

Gabun

Rabi Blend

34

N.V.

Gabun

Rabi Light

37,7

0,15

Gabun

Etame Marin

36

N.V.

Gabun

Olende

17,6

1,54

Gabun

Gabonian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Georgien

Georgian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Ghana

Bonsu

32

0,1

Ghana

Salt Pond

37,4

0,1

Guatemala

Coban

27,7

N.V.

Guatemala

Rubelsanto

27

N.V.

Indien

Bombay High

39,4

0,2

Indonesien

Minas (Sumatron Light)

34,5

0,1

Indonesien

Ardjuna

35,2

0,1

Indonesien

Attaka

42,3

0,1

Indonesien

Suri

18,4

0,2

Indonesien

Sanga Sanga

25,7

0,2

Indonesien

Sepinggan

37,9

0,9

Indonesien

Walio

34,1

0,7

Indonesien

Arimbi

31,8

0,2

Indonesien

Poleng

43,2

0,2

Indonesien

Handil

32,8

0,1

Indonesien

Jatibarang

29

0,1

Indonesien

Cinta

33,4

0,1

Indonesien

Bekapai

40

0,1

Indonesien

Katapa

52

0,1

Indonesien

Salawati

38

0,5

Indonesien

Duri (Sumatran Heavy)

21,1

0,2

Indonesien

Sembakung

37,5

0,1

Indonesien

Badak

41,3

0,1

Indonesien

Arun Condensate

54,5

N.V.

Indonesien

Udang

38

0,1

Indonesien

Klamono

18,7

1

Indonesien

Bunya

31,7

0,1

Indonesien

Pamusian

18,1

0,2

Indonesien

Kerindigan

21,6

0,3

Indonesien

Melahin

24,7

0,3

Indonesien

Bunyu

31,7

0,1

Indonesien

Camar

36,3

N.V.

Indonesien

Cinta Heavy

27

N.V.

Indonesien

Lalang

40,4

N.V.

Indonesien

Kakap

46,6

N.V.

Indonesien

Sisi-1

40

N.V.

Indonesien

Giti-1

33,6

N.V.

Indonesien

Ayu-1

34,3

N.V.

Indonesien

Bima

22,5

N.V.

Indonesien

Padang Isle

34,7

N.V.

Indonesien

Intan

32,8

N.V.

Indonesien

Sepinggan — Yakin Mixed

31,7

0,1

Indonesien

Widuri

32

0,1

Indonesien

Belida

45,9

0

Indonesien

Senipah

51,9

0,03

Iran

Iranian Light

33,8

1,4

Iran

Iranian Heavy

31

1,7

Iran

Soroosh (Cyrus)

18,1

3,3

Iran

Dorrood (Darius)

33,6

2,4

Iran

Rostam

35,9

1,55

Iran

Salmon (Sassan)

33,9

1,9

Iran

Foroozan (Fereidoon)

31,3

2,5

Iran

Aboozar (Ardeshir)

26,9

2,5

Iran

Sirri

30,9

2,3

Iran

Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend)

27,1

2,5

Iran

Bahr/Nowruz

25,0

2,5

Iran

Iranian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Irak

Basrah Light (Pers. Gulf)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Pers. Gulf)

35,1

1,9

Irak

Mishrif (Pers. Gulf)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Pers. Gulf)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Pers. Gulf)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Pers. Gulf)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Pers. Gulf)

35,1

2

Irak

N. Rumalia (Pers. Gulf)

34,3

2

Irak

Ras el Behar

33

N.V.

Irak

Basrah Light (Red Sea)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Red Sea)

36,1

1,9

Irak

Mishrif (Red Sea)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Red Sea)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Red Sea)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Red Sea)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Red Sea)

34

1,9

Irak

N. Rumalia (Red Sea)

34,3

2

Irak

Ratawi

23,5

4,1

Irak

Basrah Light (Turkey)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Turkey)

36,1

1,9

Irak

Mishrif (Turkey)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Turkey)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Turkey)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Turkey)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Turkey)

34

1,9

Irak

N. Rumalia (Turkey)

34,3

2

Irak

FAO Blend

27,7

3,6

Kasachstan

Kumkol

42,5

0,07

Kasachstan

CPC Blend

44,2

0,54

Kuwait

Mina al Ahmadi (Kuwait Export)

31,4

2,5

Kuwait

Magwa (Lower Jurassic)

38

N.V.

Kuwait

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Libyen

Bu Attifel

43,6

0

Libyen

Amna (high pour)

36,1

0,2

Libyen

Brega

40,4

0,2

Libyen

Sirtica

43,3

0,43

Libyen

Zueitina

41,3

0,3

Libyen

Bunker Hunt

37,6

0,2

Libyen

El Hofra

42,3

0,3

Libyen

Dahra

41

0,4

Libyen

Sarir

38,3

0,2

Libyen

Zueitina Condensate

65

0,1

Libyen

El Sharara

42,1

0,07

Malaysia

Miri Light

36,3

0,1

Malaysia

Tembungo

37,5

N.V.

Malaysia

Labuan Blend

33,2

0,1

Malaysia

Tapis

44,3

0,1

Malaysia

Tembungo

37,4

0

Malaysia

Bintulu

26,5

0,1

Malaysia

Bekok

49

N.V.

Malaysia

Pulai

42,6

N.V.

Malaysia

Dulang

39

0,037

Mauretanien

Chinguetti

28,2

0,51

Mexiko

Isthmus

32,8

1,5

Mexiko

Maya

22

3,3

Mexiko

Olmeca

39

N.V.

Mexiko

Altamira

16

N.V.

Mexiko

Topped Isthmus

26,1

1,72

Niederlande

Alba

19,59

N.V.

Neutrale Zone

Eocene (Wafra)

18,6

4,6

Neutrale Zone

Hout

32,8

1,9

Neutrale Zone

Khafji

28,5

2,9

Neutrale Zone

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Neutrale Zone

Ratawi

23,5

4,1

Neutrale Zone

Neutral Zone Mix

23,1

N.V.

Neutrale Zone

Khafji Blend

23,4

3,8

Nigeria

Forcados Blend

29,7

0,3

Nigeria

Escravos

36,2

0,1

Nigeria

Brass River

40,9

0,1

Nigeria

Qua Iboe

35,8

0,1

Nigeria

Bonny Medium

25,2

0,2

Nigeria

Pennington

36,6

0,1

Nigeria

Bomu

33

0,2

Nigeria

Bonny Light

36,7

0,1

Nigeria

Brass Blend

40,9

0,1

Nigeria

Gilli Gilli

47,3

N.V.

Nigeria

Adanga

35,1

N.V.

Nigeria

Iyak-3

36

N.V.

Nigeria

Antan

35,2

N.V.

Nigeria

OSO

47

0,06

Nigeria

Ukpokiti

42,3

0,01

Nigeria

Yoho

39,6

N.V.

Nigeria

Okwori

36,9

N.V.

Nigeria

Bonga

28,1

N.V.

Nigeria

ERHA

31,7

0,21

Nigeria

Amenam Blend

39

0,09

Nigeria

Akpo

45,17

0,06

Nigeria

EA

38

N.V.

Nigeria

Agbami

47,2

0,044

Norwegen

Ekofisk

43,4

0,2

Norwegen

Tor

42

0,1

Norwegen

Statfjord

38,4

0,3

Norwegen

Heidrun

29

N.V.

Norwegen

Norwegian Forties

37,1

N.V.

Norwegen

Gullfaks

28,6

0,4

Norwegen

Oseberg

32,5

0,2

Norwegen

Norne

33,1

0,19

Norwegen

Troll

28,3

0,31

Norwegen

Draugen

39,6

N.V.

Norwegen

Sleipner Condensate

62

0,02

Oman

Oman Export

36,3

0,8

Papua-Neuguinea

Kutubu

44

0,04

Peru

Loreto

34

0,3

Peru

Talara

32,7

0,1

Peru

High Cold Test

37,5

N.V.

Peru

Bayovar

22,6

N.V.

Peru

Low Cold Test

34,3

N.V.

Peru

Carmen Central-5

20,7

N.V.

Peru

Shiviyacu-23

20,8

N.V.

Peru

Mayna

25,7

N.V.

Philippinen

Nido

26,5

N.V.

Philippinen

Philippines Miscellaneous

N.V.

N.V.

Katar

Dukhan

41,7

1,3

Katar

Qatar Marine

35,3

1,6

Katar

Qatar Land

41,4

N.V.

Ras al Chaima

Rak Condensate

54,1

N.V.

Ras al Chaima

Ras Al Khaimah Miscellaneous

N.V.

N.V.

Russland

Urals

31

2

Russland

Russian Export Blend

32,5

1,4

Russland

M100

17,6

2,02

Russland

M100 Heavy

16,67

2,09

Russland

Siberian Light

37,8

0,4

Russland

E4 (Gravenshon)

19,84

1,95

Russland

E4 Heavy

18

2,35

Russland

Purovsky Condensate

64,1

0,01

Russland

Sokol

39,7

0,18

Saudi-Arabien

Light (Pers. Gulf)

33,4

1,8

Saudi-Arabien

Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya)

27,9

2,8

Saudi-Arabien

Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah)

30,8

2,4

Saudi-Arabien

Extra Light (Pers. Gulf) (Berri)

37,8

1,1

Saudi-Arabien

Light (Yanbu)

33,4

1,2

Saudi-Arabien

Heavy (Yanbu)

27,9

2,8

Saudi-Arabien

Medium (Yanbu)

30,8

2,4

Saudi-Arabien

Berri (Yanbu)

37,8

1,1

Saudi-Arabien

Medium (Zuluf/Marjan)

31,1

2,5

Schardscha

Mubarek Schardscha

37

0,6

Schardscha

Sharjah Condensate

49,7

0,1

Singapur

Rantau

50,5

0,1

Spanien

Amposta Marina North

37

N.V.

Spanien

Casablanca

34

N.V.

Spanien

El Dorado

26,6

N.V.

Syrien

Syrian Straight

15

N.V.

Syrien

Thayyem

35

N.V.

Syrien

Omar Blend

38

N.V.

Syrien

Omar

36,5

0,1

Syrien

Syrian Light

36

0,6

Syrien

Souedie

24,9

3,8

Thailand

Erawan Condensate

54,1

N.V.

Thailand

Sirikit

41

N.V.

Thailand

Nang Nuan

30

N.V.

Thailand

Bualuang

27

N.V.

Thailand

Benchamas

42,4

0,12

Trinidad und Tobago

Galeota Mix

32,8

0,3

Trinidad und Tobago

Trintopec

24,8

N.V.

Trinidad und Tobago

Land/Trinmar

23,4

1,2

Trinidad und Tobago

Calypso Miscellaneous

30,84

0,59

Tunesien

Zarzaitine

41,9

0,1

Tunesien

Ashtart

29

1

Tunesien

El Borma

43,3

0,1

Tunesien

Ezzaouia-2

41,5

N.V.

Türkei

Turkish Miscellaneous

N.V.

N.V.

Ukraine

Ukraine Miscellaneous

N.V.

N.V.

Vereinigtes Königreich

Auk

37,2

0,5

Vereinigtes Königreich

Beatrice

38,7

0,05

Vereinigtes Königreich

Brae

33,6

0,7

Vereinigtes Königreich

Buchan

33,7

0,8

Vereinigtes Königreich

Claymore

30,5

1,6

Vereinigtes Königreich

S.V. (Brent)

36,7

0,3

Vereinigtes Königreich

Tartan

41,7

0,6

Vereinigtes Königreich

Tern

35

0,7

Vereinigtes Königreich

Magnus

39,3

0,3

Vereinigtes Königreich

Dunlin

34,9

0,4

Vereinigtes Königreich

Fulmar

40

0,3

Vereinigtes Königreich

Hutton

30,5

0,7

Vereinigtes Königreich

N.W. Hutton

36,2

0,3

Vereinigtes Königreich

Maureen

35,5

0,6

Vereinigtes Königreich

Murchison

38,8

0,3

Vereinigtes Königreich

Ninian Blend

35,6

0,4

Vereinigtes Königreich

Montrose

40,1

0,2

Vereinigtes Königreich

Beryl

36,5

0,4

Vereinigtes Königreich

Piper

35,6

0,9

Vereinigtes Königreich

Forties

36,6

0,3

Vereinigtes Königreich

Brent Blend

38

0,4

Vereinigtes Königreich

Flotta

35,7

1,1

Vereinigtes Königreich

Thistle

37

0,3

Vereinigtes Königreich

S.V. (Ninian)

38

0,3

Vereinigtes Königreich

Argyle

38,6

0,2

Vereinigtes Königreich

Heather

33,8

0,7

Vereinigtes Königreich

South Birch

38,6

N.V.

Vereinigtes Königreich

Wytch Farm

41,5

N.V.

Vereinigtes Königreich

Cormorant North

34,9

0,7

Vereinigtes Königreich

Cormorant South (Cormorant „A“)

35,7

0,6

Vereinigtes Königreich

Alba

19,2

N.V.

Vereinigtes Königreich

Foinhaven

26,3

0,38

Vereinigtes Königreich

Schiehallion

25,8

N.V.

Vereinigtes Königreich

Captain

19,1

0,7

Vereinigtes Königreich

Harding

20,7

0,59

US Alaska

ANS

N.V.

N.V.

US Colorado

Niobrara

N.V.

N.V.

US New Mexico

Four Corners

N.V.

N.V.

US North Dakota

Bakken

N.V.

N.V.

US North Dakota

North Dakota Sweet

N.V.

N.V.

US Texas

WTI

N.V.

N.V.

US Texas

Eagle Ford

N.V.

N.V.

US Utah

Covenant

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Beta

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Carpinteria

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Dos Cuadras

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Hondo

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Hueneme

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Pescado

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Point Arguello

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Point Pedernales

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Sacate

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Santa Clara

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Sockeye

N.V.

N.V.

Usbekistan

Uzbekistan Miscellaneous

N.V.

N.V.

Venezuela

Jobo (Monagas)

12,6

2

Venezuela

Lama Lamar

36,7

1

Venezuela

Mariago

27

1,5

Venezuela

Ruiz

32,4

1,3

Venezuela

Tucipido

36

0,3

Venezuela

Venez Lot 17

36,3

0,9

Venezuela

Mara 16/18

16,5

3,5

Venezuela

Tia Juana Light

32,1

1,1

Venezuela

Tia Juana Med 26

24,8

1,6

Venezuela

Officina

35,1

0,7

Venezuela

Bachaquero

16,8

2,4

Venezuela

Cento Lago

36,9

1,1

Venezuela

Lagunillas

17,8

2,2

Venezuela

La Rosa Medium

25,3

1,7

Venezuela

San Joaquin

42

0,2

Venezuela

Lagotreco

29,5

1,3

Venezuela

Lagocinco

36

1,1

Venezuela

Boscan

10,1

5,5

Venezuela

Leona

24,1

1,5

Venezuela

Barinas

26,2

1,8

Venezuela

Sylvestre

28,4

1

Venezuela

Mesa

29,2

1,2

Venezuela

Ceuta

31,8

1,2

Venezuela

Lago Medio

31,5

1,2

Venezuela

Tigre

24,5

N.V.

Venezuela

Anaco Wax

41,5

0,2

Venezuela

Santa Rosa

49

0,1

Venezuela

Bombai

19,6

1,6

Venezuela

Aguasay

41,1

0,3

Venezuela

Anaco

43,4

0,1

Venezuela

BCF-Bach/Lag17

16,8

2,4

Venezuela

BCF-Bach/Lag21

20,4

2,1

Venezuela

BCF-21,9

21,9

N.V.

Venezuela

BCF-24

23,5

1,9

Venezuela

BCF-31

31

1,2

Venezuela

BCF Blend

34

1

Venezuela

Bolival Coast

23,5

1,8

Venezuela

Ceuta/Bach 18

18,5

2,3

Venezuela

Corridor Block

26,9

1,6

Venezuela

Cretaceous

42

0,4

Venezuela

Guanipa

30

0,7

Venezuela

Lago Mix Med.

23,4

1,9

Venezuela

Larosa/Lagun

23,8

1,8

Venezuela

Menemoto

19,3

2,2

Venezuela

Cabimas

20,8

1,8

Venezuela

BCF-23

23

1,9

Venezuela

Oficina/Mesa

32,2

0,9

Venezuela

Pilon

13,8

2

Venezuela

Recon (Venez)

34

N.V.

Venezuela

102 Tj (25)

25

1,6

Venezuela

Tjl Cretaceous

39

0,6

Venezuela

Tia Juana Pesado (Heavy)

12,1

2,7

Venezuela

Mesa-Recon

28,4

1,3

Venezuela

Oritupano

19

2

Venezuela

Hombre Pintado

29,7

0,3

Venezuela

Merey

17,4

2,2

Venezuela

Lago Light

41,2

0,4

Venezuela

Laguna

11,2

0,3

Venezuela

Bach/Ceuta Mix

24

1,2

Venezuela

Bachaquero 13

13

2,7

Venezuela

Ceuta — 28

28

1,6

Venezuela

Temblador

23,1

0,8

Venezuela

Lagomar

32

1,2

Venezuela

Taparito

17

N.V.

Venezuela

BCF-Heavy

16,7

N.V.

Venezuela

BCF-Medium

22

N.V.

Venezuela

Caripito Blend

17,8

N.V.

Venezuela

Laguna/Ceuta Mix

18,1

N.V.

Venezuela

Morichal

10,6

N.V.

Venezuela

Pedenales

20,1

N.V.

Venezuela

Quiriquire

16,3

N.V.

Venezuela

Tucupita

17

N.V.

Venezuela

Furrial-2 (E. Venezuela)

27

N.V.

Venezuela

Curazao Blend

18

N.V.

Venezuela

Santa Barbara

36,5

N.V.

Venezuela

Cerro Negro

15

N.V.

Venezuela

BCF22

21,1

2,11

Venezuela

Hamaca

26

1,55

Venezuela

Zuata 10

15

N.V.

Venezuela

Zuata 20

25

N.V.

Venezuela

Zuata 30

35

N.V.

Venezuela

Monogas

15,9

3,3

Venezuela

Corocoro

24

N.V.

Venezuela

Petrozuata

19,5

2,69

Venezuela

Morichal 16

16

N.V.

Venezuela

Guafita

28,6

0,73

Vietnam

Bach Ho (White Tiger)

38,6

0

Vietnam

Dai Hung (Big Bear)

36,9

0,1

Vietnam

Rang Dong

37,7

0,5

Vietnam

Ruby

35,6

0,08

Vietnam

Su Tu Den (Black Lion)

36,8

0,05

Jemen

North Yemeni Blend

40,5

N.V.

Jemen

Alif

40,4

0,1

Jemen

Maarib Lt.

49

0,2

Jemen

Masila Blend

30-31

0,6

Jemen

Shabwa Blend

34,6

0,6

Andere

Ölschiefer

N.V.

N.V.

Andere

Schieferöl

N.V.

N.V.

Andere

Erdgas: aus der Quelle

N.V.

N.V.

Andere

Erdgas: aus LNG

N.V.

N.V.

Andere

Schiefergas: aus der Quelle

N.V.

N.V.

Andere

Kohle

N.V.

N.V.