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Document 32023R1185
Commission Delegated Regulation (EU) 2023/1185 of 10 February 2023 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing a minimum threshold for greenhouse gas emissions savings of recycled carbon fuels and by specifying a methodology for assessing greenhouse gas emissions savings from renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and from recycled carbon fuels
Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung eines Mindestschwellenwertes für die Treibhausgaseinsparungen durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe und einer Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe
Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 der Kommission vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung eines Mindestschwellenwertes für die Treibhausgaseinsparungen durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe und einer Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe
C/2023/1086
ABl. L 157 vom 20.6.2023, p. 20–33
(BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, GA, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)
In force
Relation | Act | Comment | Subdivision concerned | From | To |
---|---|---|---|---|---|
Completion | 32018L2001 | 10/07/2023 |
20.6.2023 |
DE |
Amtsblatt der Europäischen Union |
L 157/20 |
DELEGIERTE VERORDNUNG (EU) 2023/1185 DER KOMMISSION
vom 10. Februar 2023
zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung eines Mindestschwellenwertes für die Treibhausgaseinsparungen durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe und einer Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (1), insbesondere auf Artikel 25 Absatz 2 und Artikel 28 Absatz 5,
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1) |
Angesichts der Tatsache, dass die Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor deutlich gesenkt werden müssen und unter anderem durch Techniken zur CO2-Abscheidung und -Speicherung bei jedem Kraftstoff erhebliche Treibhausgaseinsparungen möglich sind, sowie unter Berücksichtigung der für andere Brennstoffe in der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Anforderungen an die Treibhausgaseinsparungen sollte der Mindestschwellenwert für die Treibhausgaseinsparungen für alle Arten wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe 70 % betragen. |
(2) |
Es ist erforderlich, auf der Grundlage objektiver und diskriminierungsfreier Kriterien klare Vorschriften für die Berechnung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe festzulegen. |
(3) |
Die Methode zur Berechnung der Treibhausgasemissionen sollte den Emissionen, die mit der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe verbunden sind, über deren gesamten Lebenszyklus hinweg vollständig Rechnung tragen und auf objektiven und diskriminierungsfreien Kriterien beruhen. |
(4) |
Für CO2-Abscheidung, die bereits nach anderen Unionsvorschriften berücksichtigt wird, sollten keine Gutschriften gewährt werden. Dieses abgeschiedene CO2 sollte daher bei der Ermittlung der Emissionen aufgrund der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung der Einsatzstoffe nicht als vermieden betrachtet werden. |
(5) |
Der Ursprung des CO2, das bei der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe genutzt wird, ist kurzfristig für die Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch diese Kraftstoffe nicht relevant, da derzeit viele Quellen von CO2 zur Verfügung stehen, das abgeschieden werden kann, während die Dekarbonisierung weiter vorangetrieben wird. Da sich die Wirtschaft jedoch auf dem Weg zur Klimaneutralität im Jahr 2050 befindet, sollten Quellen von abscheidbarem CO2 mittel- bis langfristig seltener werden, wobei nach und nach nur diejenigen CO2-Emissionen verbleiben, die am schwierigsten zu verringern sind. Zudem ist die fortgesetzte Nutzung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe, die CO2 aus nicht nachhaltigen Brennstoffen enthalten, nicht mit dem Ziel der Klimaneutralität für das Jahr 2050 vereinbar, da dies bedeuten würde, dass weiterhin nicht nachhaltige Brennstoffe genutzt werden und die entsprechenden Emissionen entstehen. Die Abscheidung von Emissionen aus nicht nachhaltigen Brennstoffen sollte daher bei der Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe nicht für einen unbegrenzten Zeitraum als Vermeidung von Emissionen betrachtet werden. Emissionen, die bei der Verbrennung nicht nachhaltiger Brennstoffe für die Stromerzeugung abgeschieden werden, sollten bis 2035 als vermiedene Emissionen gelten, da ab diesem Zeitpunkt ein Großteil dieser Emissionen entfallen sollte, während bei anderen Verwendungszwecken nicht nachhaltiger Brennstoffe abgeschiedene Emissionen bis 2040 als vermiedene Emissionen gelten sollten, da sie noch länger anfallen werden. Diese Zeitpunkte werden unter Berücksichtigung der Umsetzung des unionsweiten Klimaziels für 2040 in den unter die Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) fallenden Sektoren überprüft. Die Kommission muss das unionsweite Klimaziel für 2040 gemäß der Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates (3) spätestens sechs Monate nach der ersten weltweiten Bestandsaufnahme im Rahmen des Übereinkommens von Paris vorschlagen. Die Umsetzung des in der Richtlinie 2003/87/EG festgelegten Ziels bestimmt zudem die erwartete Verknappung der Emissionen. |
(6) |
Emissionen, die bei den in Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG aufgeführten Tätigkeiten entstehen, nämlich in Industrieverfahren oder bei der Verbrennung nicht nachhaltiger Brennstoffe, sollten verhindert werden, selbst wenn sie abgeschieden und für die Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe genutzt werden könnten. Diese Emissionen unterliegen der CO2-Bepreisung, die Anreize schafft, Emissionen aus nicht nachhaltigen Brennstoffen von vornherein möglichst zu vermeiden. Soweit diese Emissionen nicht bereits in einem vorgelagerten Schritt durch eine wirksame CO2-Bepreisung erfasst sind, müssen sie daher berücksichtigt werden und sollten nicht als vermieden gelten. |
(7) |
Flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe können in verschiedenen Verfahren erzeugt werden, mit denen auch ein Mix unterschiedlicher Kraftstoffarten erzeugt werden kann. Die Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen sollte es daher ermöglichen, die tatsächlichen Einsparungen von Emissionen bei diesen Verfahren zu ermitteln; dies gilt auch für Verfahren, mit denen sowohl flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr als auch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe erzeugt werden. |
(8) |
Zur Bestimmung der Treibhausgasemissionsintensität von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie von wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen muss der Anteil des Energiegehalts dieser Kraftstoffe am Output eines Prozesses berechnet werden. Der Anteil jeder Kraftstoffart sollte dabei durch Division der relevanten Energiezufuhr für die betreffende Kraftstoffart durch die gesamte relevante Energiezufuhr des Verfahrens bestimmt werden. Bei der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr muss ermittelt werden, ob der relevante eingesetzte Strom als vollständig erneuerbar anzusehen ist. Der relevante eingesetzte Strom sollte als vollständig erneuerbar betrachtet werden, wenn die Bestimmungen des Artikels 27 Absatz 3 Unterabsätze 5 und 6 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllt sind. Ansonsten sollte der über zwei Jahre vor dem betreffenden Jahr gemessene durchschnittliche Anteil von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen im Land der Erzeugung herangezogen werden, um den Anteil erneuerbarer Energien zu bestimmen. Was die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe betrifft, können nur flüssige oder feste Abfallströme nicht erneuerbaren Ursprungs, die für eine stoffliche Verwertung gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2008/98/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (4) nicht geeignet sind, sowie Gas aus der Abfallverarbeitung und Abgas nicht erneuerbaren Ursprungs, die zwangsläufig und unbeabsichtigt infolge der Produktionsprozesse in Industrieanlagen entstehen, als relevante Energiezufuhr für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe betrachtet werden. |
(9) |
Der bei flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und bei wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen angewandte Wert für den Vergleich mit fossilen Brennstoffen (Komparator) sollte im Einklang mit dem in der Richtlinie (EU) 2018/2001 für Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe festgelegten Wert 94 g CO2-Äq./MJ betragen. |
(10) |
Das Hauptziel der Förderung der Verwendung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe ist die Verringerung der Treibhausgasemissionen durch eine effizientere Nutzung geeigneter Rohstoffe im Vergleich zur derzeitigen Nutzung. Da Rohstoffe, die für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe genutzt werden können, möglicherweise bereits für die Energieerzeugung verwendet werden, sollten bei der Berechnung der Treibhausgasemissionen diejenigen Emissionen berücksichtigt werden, die bei der Änderung der Nutzung von Einsatzstoffen, deren Angebot unelastisch ist („rigid inputs“), entstehen. Dies sollte auch für Einsatzstoffe mit unelastischem Angebot gelten, die in integrierten Verfahren gewonnen und für die Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr verwendet werden. |
(11) |
Wenn der bei der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr genutzte Strom aus dem Netz entnommen wird und nicht als vollständig erneuerbar anzusehen ist, sollte die durchschnittliche CO2-Intensität des Stroms in dem Mitgliedstaat, in dem der Kraftstoff erzeugt wird, zugrunde gelegt werden, da sich die Treibhausgasintensität des gesamten Verfahrens auf diese Weise am besten beschreiben lässt. Alternativ könnten dem Strom, der im Erzeugungsverfahren für flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie für wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe aus dem Stromnetz entnommen und genutzt wird und gemäß Artikel 27 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 nicht als vollständig erneuerbar anzusehen ist, Werte für die Treibhausgasemissionen zugewiesen werden, die von der Anzahl der Volllaststunden abhängen, in denen die Anlagen zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe betrieben werden. Ist der bei der Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe genutzte Strom gemäß Artikel 27 der Richtlinie (EU) 2018/2001 als vollständig erneuerbar anzusehen, sollte die CO2-Intensität mit null angesetzt werden — |
HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:
Artikel 1
Diese Verordnung enthält einen Mindestschwellenwert für die Treibhausgaseinsparungen durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe sowie die Methode zur Berechnung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe.
Artikel 2
Die Treibhausgaseinsparungen durch die Nutzung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe müssen mindestens 70 % betragen.
Artikel 3
Die Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe werden nach der im Anhang dargelegten Methode berechnet.
Artikel 4
Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
Brüssel, den 10. Februar 2023
Für die Kommission
Die Präsidentin
Ursula VON DER LEYEN
(1) ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 82.
(2) Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates (ABl. L 275 vom 25.10.2003, S. 32).
(3) Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Juni 2021 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 401/2009 und (EU) 2018/1999 (ABl. L 243 vom 9.7.2021, S. 1).
(4) Richtlinie 2008/98/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. November 2008 über Abfälle und zur Aufhebung bestimmter Richtlinien (ABl. L 312 vom 22.11.2008, S. 3).
ANHANG
Methode zur Bestimmung der Treibhausgaseinsparungen durch flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr sowie durch wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe
A. METHODE
1. |
Die bei der Erzeugung und Nutzung von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder von wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen entstehenden Treibhausgasemissionen werden wie folgt berechnet:
E = e i + e p + e td + e u – e ccs Dabei gilt:
Die mit der Herstellung der Anlagen und Ausrüstungen verbundenen Emissionen werden nicht berücksichtigt. Die Treibhausgasintensität von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder von wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen wird bestimmt, indem die Gesamtemissionen des Verfahrens unter Berücksichtigung jedes Bestandteils der Formel durch die Gesamtmenge des aus dem Verfahren resultierenden Kraftstoffs geteilt werden, und wird in Gramm CO2-Äquivalent pro MJ Kraftstoff (g CO2-Äq./MJ Kraftstoff) ausgedrückt. Bei Kraftstoffen, die aus einer Mischung aus flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr, wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen und anderen Kraftstoffen bestehen, wird angenommen, dass alle Arten (von Kraftstoffen) dieselbe Emissionsintensität aufweisen. Eine Ausnahme von dieser Regel findet Anwendung, wenn flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe bei der gemeinsamen Verarbeitung einen konventionellen Einsatzstoff in einem Verfahren nur teilweise ersetzen. In diesem Fall wird bei der Berechnung der Treibhausgasintensität auf der Grundlage des Energiegehalts der Einsatzstoffe proportional unterschieden zwischen
Werden flüssige oder gasförmige erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe zusammen mit Biomasse verarbeitet, so wird für die Teile des Verfahrens eine analoge Unterscheidung vorgenommen. Die Treibhausgasintensität kann als Durchschnitt für die gesamte Kraftstofferzeugung während eines Zeitraums von höchstens einem Kalendermonat, aber auch für kürzere Zeitintervalle berechnet werden. Wird Strom, der nach der in der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Methode als vollständig erneuerbar gilt, als Einsatzstoff zur Erhöhung des Heizwertes des Kraftstoffes oder der Zwischenerzeugnisse verwendet, so muss das Zeitintervall den Anforderungen an die zeitliche Korrelation entsprechen. Soweit relevant, können die für einzelne Zeitintervalle berechneten Werte der Treibhausgasintensität anschließend verwendet werden, um eine durchschnittliche Treibhausgasintensität für einen Zeitraum von bis zu einem Monat zu berechnen, sofern die für jeden Zeitraum berechneten Einzelwerte den Mindestschwellenwert für Einsparungen von 70 % erreichen. |
2. |
Die mit flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder mit wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen erzielten Treibhausgaseinsparungen werden wie folgt berechnet:
Einsparungen = (E F – E)/E F Dabei gilt:
Bei allen flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr und wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen betragen die Gesamtemissionen aus der Anwendung des Komparators für den Vergleich mit fossilen Brennstoffen 94 g CO2-Äq./MJ. |
3. |
Besteht der Output eines Verfahrens nicht vollständig aus flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder aus wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen, so wird ihr jeweiliger Anteil am Gesamtoutput wie folgt bestimmt:
Bei eingesetztem Material ist die relevante Energie der untere Heizwert des in die Molekularstruktur des Kraftstoffs eingehenden Materials (1). Bei Strom, der zur Erhöhung des Heizwerts des Kraftstoffs oder der Zwischenerzeugnisse eingesetzt wird, ist die relevante Energie die elektrische Energie. Bei Industrieabgasen ist die relevante Energie die Energie im Abgas auf der Grundlage des unteren Heizwerts. Bei Wärme, die zur Erhöhung des Heizwerts des Kraftstoffs oder Zwischenerzeugnisses eingesetzt wird, ist die relevante Energie die nutzbare Energie in der Wärme, die zur Synthese des Kraftstoffs genutzt wird. Nutzwärme ist die mit dem Carnot’schen Wirkungsgrad multiplizierte Gesamtwärmeenergie gemäß Anhang V Teil C Nummer 1 Buchstabe b der Richtlinie (EU) 2018/2001. Andere Einsatzstoffe werden nur bei der Bestimmung der Emissionsintensität des Kraftstoffs berücksichtigt. |
4. |
Bei der Bestimmung der Emissionen aus der Versorgung mit Einsatzstoffen ist zwischen Einsatzstoffen mit elastischem Angebot und solchen mit unelastischem Angebot zu unterscheiden. Einsatzstoffe mit unelastischem Angebot sind Einsatzstoffe, deren Angebot nicht erhöht werden kann, um eine zusätzliche Nachfrage zu decken. Alle Einsatzstoffe, die als CO2-Quelle für die Erzeugung wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe gelten, sind somit Einsatzstoffe mit unelastischem Angebot, ebenso wie Outputs, die zu einem festen Anteil in einem integrierten Verfahren erzeugt werden (2) und weniger als 10 % des wirtschaftlichen Werts des Outputs ausmachen. Entfallen auf den Output mindestens 10 % des wirtschaftlichen Werts, so gilt er als Einsatzstoff mit elastischem Angebot. Einsatzstoffe mit elastischem Angebot sind grundsätzlich Einsatzstoffe, deren Angebot erhöht werden kann, um eine zusätzliche Nachfrage zu decken. In diese Kategorie fallen Erdölerzeugnisse aus Raffinerien, da Raffinerien das Verhältnis ihrer Erzeugnisse ändern können. |
5. |
Bei Strom, der gemäß Artikel 27 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 vollständig als erneuerbar gilt, wird angenommen, dass die Treibhausgasemissionen null betragen. |
6. |
In jedem Kalenderjahr wird eine der drei folgenden alternativen Methoden angewandt, um dem Netzstrom, der gemäß Artikel 27 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 nicht als vollständig erneuerbar anzusehen ist und zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs und wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe verwendet wird, Treibhausgasemissionswerte zuzuordnen:
Bei Anwendung der unter Buchstabe b dargelegten Methode wird die Methode auch auf Strom angewandt, der zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs und wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe verwendet wird und gemäß Artikel 27 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001 als vollständig erneuerbar gilt. |
7. |
Die THG-Emissionen von Einsatzstoffen mit elastischem Angebot, die in einem integrierten Verfahren erzeugt werden, werden auf der Grundlage der Daten des tatsächlichen Erzeugungsverfahrens dieser Einsatzstoffe bestimmt. Dazu zählen alle Emissionen, die durch die Erzeugung dieser Einsatzstoffe über die gesamte Lieferkette hinweg entstehen (einschließlich der Emissionen aus der Gewinnung der für die Erzeugung des Einsatzstoffes erforderlichen Primärenergie sowie aus der Verarbeitung und dem Transport des Einsatzstoffes). Emissionen, die aufgrund des Kohlenstoffgehalts des Kraftstoff-Einsatzstoffes bei der Verbrennung entstehen, werden nicht berücksichtigt (3).
THG-Emissionen aus Einsatzstoffen mit elastischem Angebot, die nicht in einem integrierten Verfahren gewonnen werden, werden jedoch auf der Grundlage der Werte aus Teil B dieses Anhangs bestimmt. Ist der Einsatzstoff nicht in der Liste enthalten, können Informationen über die Emissionsintensität aus der neuesten Fassung des JEC-WTW-Berichts, der ECOINVENT-Datenbank sowie von offiziellen Quellen wie IPCC, IEA oder der Regierung, anderen überprüften Quellen wie der E3- und GEMIS-Datenbank und von Sachverständigen geprüfte Veröffentlichungen genutzt werden. |
8. |
Der Lieferant eines Einsatzstoffes, dessen Werte nicht aus Teil B dieses Anhangs entnommen werden, berechnet die Emissionsintensität (4) des Einsatzstoffes nach den in diesem Dokument beschriebenen Verfahren und leitet den Wert an den nächsten Erzeugungsschritt oder an den Enderzeuger des Kraftstoffs weiter. Dies gilt auch für die Lieferanten von Einsatzstoffen aus weiter vorgelagerten Teilen der Lieferkette. |
9. |
Emissionen aus Einsatzstoffen mit unelastischem Angebot umfassen die Emissionen, die sich durch die Änderung der Nutzung dieser Einsatzstoffe gegenüber einer früheren oder alternativen Nutzung ergeben. Bei diesen Emissionen werden die entgangene Erzeugung von Strom, Wärme oder Produkten, die zuvor mithilfe des Einsatzstoffes erzeugt wurden, sowie alle Emissionen infolge einer zusätzlichen Behandlung des Einsatzstoffes und des Transports berücksichtigt. Dabei gelten folgende Regeln:
|
10. |
Die Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung umfassen alle Emissionen aus der derzeitigen Nutzung oder Bestimmung des Einsatzstoffes, die vermieden werden, wenn der Einsatzstoff für die Kraftstofferzeugung verwendet wird. Diese Emissionen umfassen auch das CO2-Äquivalent des in der chemischen Zusammensetzung des Kraftstoffs enthaltenen Kohlenstoffs, der andernfalls als CO2 in die Atmosphäre emittiert worden wäre. Dazu gehört CO2, das abgeschieden wurde und in den Kraftstoff eingegangen ist, sofern mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist:
Abgeschiedenes CO2 aus einem Brennstoff, der gezielt für den Zweck der Erzeugung von CO2 verbrannt wird, sowie für CO2, für dessen Abscheidung nach anderen Rechtsvorschriften eine Emissionsgutschrift gewährt wurde, ist ausgenommen. Emissionen im Zusammenhang mit Einsatzstoffen wie Strom, Wärme und Verbrauchsmaterialien, die bei der CO2-Abscheidung verwendet werden, werden bei der Berechnung der den Einsatzstoffen zugeordneten Emissionen ebenfalls berücksichtigt. |
11. |
Die unter Nummer 10 Buchstabe a festgelegten Zeitpunkte können geändert werden, wobei die Umsetzung des gemäß Artikel 4 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2021/1119 festgelegten unionsweiten Klimaziels für 2040 in den unter die Richtlinie 2003/87/EG fallenden Sektoren berücksichtigt wird. |
12. |
Die Emissionen aus der Verarbeitung umfassen direkte atmosphärische Emissionen aus der Verarbeitung selbst, aus der Abfallbehandlung und aus Leckagen. |
13. |
Die Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs sind die gesamten Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs bei der Nutzung. |
14. |
Die bei den Emissionsberechnungen berücksichtigten Treibhausgase und ihre CO2-Äquivalente müssen den Angaben in Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 entsprechen. |
15. |
Entstehen bei einem Verfahren mehrere Nebenerzeugnisse wie Brennstoffe oder Chemikalien sowie energetische Nebenerzeugnisse wie Wärme, Strom oder mechanische Energie, die aus der Anlage ausgeführt werden, werden diesen Nebenerzeugnissen wie folgt Treibhausgasemissionen zugeordnet:
|
16. |
Die Emissionen aus Transport und Verteilung umfassen die Emissionen aus der Lagerung und Verteilung der fertigen Kraftstoffe. Emissionen ei , die den Einsatzstoffen zugeordnet werden, umfassen auch die Emissionen aus Transport und Lagerung der Einsatzstoffe. |
17. |
Entstehen bei einem Verfahren zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder wiederverwerteter kohlenstoffhaltiger Kraftstoffe CO2-Emissionen, die gemäß der Richtlinie 2009/31/EG über die geologische Speicherung von Kohlendioxid dauerhaft gespeichert werden, so kann dies bei den Erzeugnissen des Verfahrens als Verringerung der Emissionen unter eccs berücksichtigt werden. Emissionen, die beim Speichervorgang (einschließlich des Transports von CO2) entstehen, werden unter ep ebenfalls berücksichtigt. |
B. „STANDARDWERTE“ FÜR TREIBHAUSGASINTENSITÄTEN VON EINSATZSTOFFEN MIT ELASTISCHEM ANGEBOT
Die nachstehende Tabelle enthält die THG-Intensitäten anderer Einsatzstoffe als Strom:
|
Gesamtemissionen g CO2-Äq./MJ |
Vorgelagerte Emissionen g CO2-Äq./MJ |
Emissionen aus der Verbrennung g CO2-Äq./MJ |
Erdgas |
66,0 |
9,7 |
56,2 |
Diesel |
95,1 |
21,9 |
73,2 |
Benzin |
93,3 |
19,9 |
73,4 |
Schweres Heizöl |
94,2 |
13,6 |
80,6 |
Methanol |
97,1 |
28,2 |
68,9 |
Steinkohle |
112,3 |
16,2 |
96,1 |
Braunkohle |
116,7 |
1,7 |
115,0 |
|
g CO2-Äq./kg |
Ammoniak |
2 351,3 |
Calciumchlorid (CaCl2) |
38,8 |
Cyclohexan |
723,0 |
Salzsäure (HCl) |
1 061,1 |
Schmiermittel |
947,0 |
Magnesiumsulfat (MgSO4) |
191,8 |
Stickstoff |
56,4 |
Phosphorsäure (H3PO4) |
3 124,7 |
Kaliumhydroxid (KOH) |
419,1 |
Reines CaO für Prozesse |
1 193,2 |
Natriumcarbonat (Na2CO3) |
1 245,1 |
Natriumchlorid (NaCl) |
13,3 |
Natriumhydroxid (NaOH) |
529,7 |
Natriummethoxid (Na(CH3O)) |
2 425,5 |
SO2 |
53,3 |
Schwefelsäure (H2SO4) |
217,5 |
Harnstoff |
1 846,6 |
C. THG-EMISSIONSINTENSITÄT VON STROM
Die Treibhausgasemissionsintensität von Strom wird für einzelne Länder oder für einzelne Gebotszonen bestimmt. Die Treibhausgasemissionsintensität von Strom kann für Gebotszonen nur dann bestimmt werden, wenn die erforderlichen Daten öffentlich zugänglich sind. Bei der Berechnung der CO2-Intensität von Strom, die als g CO2-Äq. je kWh Strom ausgedrückt wird, werden alle potenziellen Primärenergiequellen für die Stromerzeugung, die Art der Anlage, die Umwandlungswirkungsgrade und der Eigenstromverbrauch der Stromerzeugungsanlage berücksichtigt.
Bei der Berechnung werden alle CO2-Äquivalent-Emissionen berücksichtigt, die mit der Verbrennung und Lieferung der bei der Stromerzeugung genutzten Brennstoffe verbunden sind. Maßgeblich sind dabei die Menge der einzelnen Brennstoffe, die in den Stromerzeugungsanlagen verbraucht werden, die Emissionsfaktoren der Brennstoffverbrennung und die Emissionsfaktoren der Brennstoffverbrennung in vorgelagerten Erzeugungsschritten.
Andere Treibhausgase als CO2 werden gemäß Anhang V Teil C Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2018/2001 in CO2-Äquivalent umgerechnet; dazu wird ihre Menge mit ihrem auf CO2 sowie auf einen Zeitraum von 100 Jahren bezogenen globalen Erwärmungspotential (GWP) multipliziert. Aufgrund ihres biogenen Ursprungs werden CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Biomasse-Brennstoffen nicht berücksichtigt, die Emissionen von CH4 und N2O werden jedoch angerechnet.
Für die Berechnung der THG-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung sind die IPCC-Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung in der Energiewirtschaft zu verwenden (IPCC 2006). Die vorgelagerten Emissionen umfassen Emissionen aus allen Verfahren und Phasen, die erforderlich sind, um den Brennstoff für den Einsatz in der Stromerzeugung vorzubereiten; sie entstehen bei der Gewinnung, der Raffination und dem Transport des für die Stromerzeugung verwendeten Brennstoffs.
Darüber hinaus sind alle vorgelagerten Emissionen aus dem Anbau, der Ernte, der Sammlung, der Verarbeitung und dem Transport von Biomasse zu berücksichtigen. Torf und die Bestandteile fossilen Ursprungs von Abfallmaterialien werden wie fossile Brennstoffe behandelt.
Die für die Bruttostromerzeugung in reinen Stromerzeugungsanlagen verwendeten Brennstoffe werden auf der Grundlage der Stromerzeugung und des Wirkungsgrads bei der Umwandlung in Strom bestimmt. Bei der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) werden die Brennstoffe, die für die bei der KWK erzeugte Wärme verwendet werden, anhand einer alternativen Wärmeerzeugung mit einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad von 85 % berechnet, während der Rest der Stromerzeugung zugeordnet wird.
Bei Kernkraftwerken wird angenommen, dass der Umwandlungswirkungsgrad aus nuklearer Wärme 33 % beträgt, oder es werden Daten von Eurostat oder einer ähnlichen, akkreditierten Quelle zugrunde gelegt.
Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, wie Wasserkraft, Sonnen- und Windenergie sowie Geothermie, werden keine Brennstoffe eingesetzt. Die Emissionen aus dem Bau, der Stilllegung und der Abfallentsorgung von Stromerzeugungsanlagen werden nicht berücksichtigt. Die CO2-Äquivalent-Emissionen bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen (Wind, Sonne, Wasserkraft und Geothermie) werden daher mit null angesetzt.
Die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Bruttostromerzeugung umfassen die in Tabelle 3 aufgeführten vorgelagerten Emissionen gemäß dem JEC-Well-To-Wheels-Bericht, Version 5 (JEC WTW v5), (Prussi et al., 2020) und die in den Tabellen 1 und 2 aufgeführten Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung gemäß den IPCC-Richtlinien für nationale Treibhausgasinventare (IPCC 2006). Die vorgelagerten Emissionen zur Versorgung mit dem genutzten Brennstoff werden anhand der Emissionsfaktoren für vorgelagerte Emissionen gemäß JEC WTW v5 (Prussi et al., 2020) berechnet.
Die CO2-Intensität von Strom wird nach folgender Formel berechnet:
Dabei gilt: |
e gross_prod |
= |
CO2-Äquivalent-Emissionen |
|
= |
Faktoren für vorgelagerte CO2-Äquivalent-Emissionen |
|
|
= |
Faktoren für die CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Brennstoffverbrennung |
|
B i |
= |
Brennstoffverbrauch für die Stromerzeugung |
|
|
= |
für die Stromerzeugung genutzte Brennstoffe |
Der Wert der Nettostromerzeugung hängt von der Bruttostromerzeugung, dem Eigenverbrauch in der Stromerzeugungsanlage und den Stromverlusten bei der Pumpspeicherung ab.
Dabei gilt: |
E net |
= |
Nettostromerzeugung |
E gross |
= |
Bruttostromerzeugung |
|
E own |
= |
interner Eigenstromverbrauch in der Stromerzeugungsanlage |
|
E pump |
= |
Pumpstromverbrauch |
Die CO2-Intensität des erzeugten Nettostroms wird durch die gesamten Brutto-Treibhausgasemissionen bei der Erzeugung oder Nutzung des Nettostroms bestimmt:
Dabei gilt: CI = CO2-Äquivalent-Emissionen aus der Stromerzeugung
Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch
Die Daten zu Stromerzeugung und Brennstoffverbrauch sind den IEA-Daten und -Statistiken zu Energiebilanzen und dem mit verschiedenen Brennstoffen erzeugten Strom zu entnehmen, z. B. auf der IEA-Website, Bereich „Daten und Statistiken“ („Energy Statistics Data Browser“) (6).
Für EU-Mitgliedstaaten sind die Eurostat-Daten detaillierter und können stattdessen verwendet werden. Wird die Treibhausgasemissionsintensität für Gebotszonen bestimmt, so sind Daten aus amtlichen nationalen Statistiken zu verwenden, die ebenso detailliert sind wie die IEA-Daten. Die Daten zum Brennstoffverbrauch müssen die verfügbaren Daten der nationalen Statistiken mit dem höchsten Detailgrad umfassen: feste fossile Brennstoffe, industriell erzeugte Gase, Torf- und Torferzeugnisse, Ölschiefer und bituminöse Sande, Rohöl und Mineralölerzeugnisse, Erdgas, erneuerbare Energien und Biobrennstoffe, nicht erneuerbare Abfälle und Kernenergie. Zu den erneuerbaren Energien und Biobrennstoffen zählen Biobrennstoffe, erneuerbare Siedlungsabfälle, Wasserkraft, Meeresenergie, Geothermie, Wind- und Sonnenenergie sowie Wärmepumpen.
Daten zu Einsatzstoffen aus Literaturquellen
Tabelle 1
Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung von Brennstoffen [g/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts]
Brennstoff |
CO2 |
CH4 |
N2O |
||||
Feste fossile Brennstoffe |
|
|
|
||||
Anthrazit |
98,3 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Kokskohle |
94,6 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Sonstige bituminöse Kohle |
94,6 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Subbituminöse Kohle |
96,1 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Braunkohle |
101 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Steinkohlebriketts |
97,5 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Kokereikoks |
107 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Gaskoks |
107 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Kohlenteer |
80,7 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Braunkohlebriketts |
97,5 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Industriell erzeugte Gase |
|
|
|
||||
Ortsgas |
44,4 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Kokereigas |
44,4 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Hochofengas |
260 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Sonstiges Konvertergas |
182 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Torf und Torferzeugnisse |
106 |
0,001 |
0,0015 |
||||
Ölschiefer und bituminöse Sande |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Rohöl und Mineralölerzeugnisse |
|
|
|
||||
Rohöl |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Flüssigerdgas |
64,2 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Raffinerieeinsatzmaterial |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Additive und Oxygenate |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Sonstige Kohlenwasserstoffe |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Raffineriegas |
57,6 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Ethan |
61,6 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Verflüssigtes Erdgas |
63,1 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Motorenbenzin |
69,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Flugbenzin |
70 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Flugturbinenkraftstoff auf Naphtabasis |
70 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Flugturbinenkraftstoff auf Petroleumbasis |
71,5 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Sonstiges Kerosin |
71,5 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Naphta |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Gasöl und Dieselöl |
74,1 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Heizöl |
77,4 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Testbenzin und Industriebrennstoffe |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Schmiermittel |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Bitumen |
80,7 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Petrolkoks |
97,5 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Paraffinwachse |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Sonstige Mineralölerzeugnisse |
73,3 |
0,003 |
0,0006 |
||||
Erdgas |
56,1 |
0,001 |
0,0001 |
||||
Abfälle |
|
|
|
||||
Industrieabfälle (nicht erneuerbar) |
143 |
0,03 |
0,004 |
||||
Siedlungsabfälle (nicht erneuerbar) |
91,7 |
0,03 |
0,004 |
||||
|
Tabelle 2
Standardemissionsfaktoren für die stationäre Verbrennung von Brennstoffen aus Biomasse [g/MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts]
Brennstoff |
CO2 |
CH4 |
N2O |
||
Primäre feste Biokraftstoffe |
0 |
0,03 |
0,004 |
||
Holzkohle |
0 |
0,2 |
0,004 |
||
Biogase |
0 |
0,001 |
0,0001 |
||
Siedlungsabfälle (erneuerbar) |
0 |
0,03 |
0,004 |
||
Reines Biobenzin |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Beigemischtes Biobenzin |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Reine Biodieselkraftstoffe |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Beigemischte Biodieselkraftstoffe |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Reiner Bioflugturbinenkraftstoff |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Beigemischter Bioflugturbinenkraftstoff |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
Andere flüssige Biokraftstoffe |
0 |
0,003 |
0,0006 |
||
|
Tabelle 3
Emissionsfaktoren für die vorgelagerten Brennstoffemissionen [g CO2-Äq./MJ Brennstoff auf der Grundlage des unteren Heizwerts]
Brennstoff |
Emissionsfaktor |
||
Steinkohle |
15,9 |
||
Braunkohle |
1,7 |
||
Torf |
0 |
||
Kohlegase |
0 |
||
Mineralölerzeugnisse |
11,6 |
||
Erdgas |
12,7 |
||
Feste Biobrennstoffe |
0,7 |
||
Flüssige Biobrennstoffe |
46,8 |
||
Industrieabfälle |
0 |
||
Siedlungsabfälle |
0 |
||
Biogase |
13,7 |
||
Kernkraft |
1,2 |
||
|
Tabelle A enthält die Werte für die THG-Emissionsintensität von Strom für die einzelnen Länder der Europäischen Union. Wird die Treibhausgasemissionsintensität von Strom auf Länderebene bestimmt, so sind diese Werte für den in der Europäischen Union erzeugten Strom so lange zu verwenden, bis neuere Daten vorliegen, um die Emissionsintensität von Strom zu bestimmen (7).
Tabelle A
Emissionsintensität von Strom in der Europäischen Union 2020
Land |
Emissionsintensität des erzeugten Stroms (g CO2-Äq./MJ) |
||
Österreich |
39,7 |
||
Belgien |
56,7 |
||
Bulgarien |
119,2 |
||
Zypern |
206,6 |
||
Tschechien |
132,5 |
||
Deutschland |
99,3 |
||
Dänemark |
27,1 |
||
Estland |
139,8 |
||
Griechenland |
125,2 |
||
Spanien |
54,1 |
||
Finnland |
22,9 |
||
Frankreich |
19,6 |
||
Kroatien |
55,4 |
||
Ungarn |
72,9 |
||
Irland |
89,4 |
||
Italien |
92,3 |
||
Lettland |
39,4 |
||
Litauen |
57,7 |
||
Luxemburg |
52,0 |
||
Malta |
133,9 |
||
Niederlande |
99,9 |
||
Polen |
196,5 |
||
Portugal |
61,6 |
||
Rumänien |
86,1 |
||
Slowakei |
45,6 |
||
Slowenien |
70,1 |
||
Schweden |
4,1 |
||
|
(1) Bei wasserhaltigem Material wird als unterer Heizwert der untere Heizwert des trockenen Teils des eingesetzten Materials verwendet (d. h., die für die Verdampfung des Wassers erforderliche Energie wird nicht berücksichtigt). Erneuerbare flüssige oder gasförmige Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr, die als Zwischenerzeugnisse für die Erzeugung konventioneller Kraftstoffe genutzt werden, werden nicht berücksichtigt.
(2) Zu den integrierten Verfahren gehören Verfahren, die in demselben Industriekomplex durchgeführt werden oder den Einsatzstoff über eine eigene Versorgungsinfrastruktur liefern oder mehr als die Hälfte der Energie aller Einsatzstoffe für die Erzeugung von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr oder von wiederverwerteten kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen liefern.
(3) Wenn die CO2-Intensität der Tabelle in Teil B entnommen wird, werden die Emissionen aus der Verbrennung nicht berücksichtigt, da die Emissionen aus der Verbrennung im Zusammenhang mit der Verarbeitung oder als Emissionen aus der Verbrennung des Enderzeugnisses angerechnet werden.
(4) Im Einklang mit Abschnitt 6 umfasst die Emissionsintensität nicht die mit dem Kohlenstoffgehalt des gelieferten Einsatzstoffes verbundenen Emissionen.
(5) Da die relativen Werte der Nebenerzeugnisse maßgeblich sind, spielt die allgemeine Inflation in diesem Zusammenhang keine Rolle.
(6) Beispiel: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=GERMANY&energy=Coal&year=202.
(7) Die Europäische Kommission stellt regelmäßig aktualisierte Daten bereit.