Abschnitt 5 - Emissionsberichterstattungsverordnung 2030 (EBeV 2030)

V. v. 21.12.2022 BGBl. I S. 2868 (Nr. 57)
Geltung ab 31.12.2022; FNA: 2129-63-4 Umweltschutz

Abschnitt 5 Schlussbestimmungen

§ 20 Inkrafttreten

Diese Verordnung tritt am Tag nach der Verkündung*) in Kraft.


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*) Anm. d. Red.: Die Verkündung erfolgte am 30. Dezember 2022.

Schlussformel

Anlage 1 (zu § 3 Absatz 1 und 4) Mindestinhalt des Überwachungsplans und des vereinfachten Überwachungsplans

Teil 1 Mindestinhalt des Überwachungsplans

Der Überwachungsplan muss mindestens die folgenden Angaben und Nachweise enthalten:

1. Allgemeine Angaben:

a) Name, Anschrift, Geschäftssitz und ggf. abweichender Ort der Geschäftsleitung sowie Rechtsform,

b) Kontaktdaten einer Ansprechperson,

c) Version des Überwachungsplans und das Datum, ab dem diese Version des Überwachungsplans gilt, und

d) Bezeichnung, nachverfolgbare Referenz, Zuständigkeit für und Ort der Aufbewahrung der Verfahren für die Datenverwaltung und die Kontrollaktivitäten gemäß § 18.

2. Angaben im Fall von nach § 2 Absatz 2 Satz 1 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes in Verkehr gebrachten Brennstoffen:

a) zuständiges Hauptzollamt,

b) Unternehmensnummer beim zuständigen Hauptzollamt,

c) Angabe, ob eine energiesteuerrechtliche Erlaubnis nach § 6 Absatz 3, § 7 Absatz 2, § 15a Absatz 2 oder § 18 Absatz 3 des Energiesteuergesetzes vorliegt,

d) Angaben zu Brennstoffen:

aa) Bezeichnung des Brennstoffs nach Anlage 2 Teil 4 oder die Beschreibung des spezifischen Stoffs,

bb) Angabe der Methode zur Bestimmung der Brennstoffmenge nach § 6 Absatz 1,

cc) Bestätigung der Methode zur Bestimmung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 1 und 2 oder Beschreibung der gemäß § 7 Absatz 3 in Verbindung mit Anlage 4 Teil 1 gewählten Methode und Begründung der Eignung dieser Methode mit dem Überwachungsplan,

dd) Beschreibung der Abgrenzung von Brennstoffmengen, die aufgrund des Entstehens der Energiesteuer nach § 23 des Energiesteuergesetzes nicht als in Verkehr gebracht gelten, soweit diese in der Steueranmeldung aggregiert mit dem Brennstoff erfasst werden.

3. Angaben im Fall von nach § 2 Absatz 2 Satz 2 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes in Verkehr gebrachten Brennstoffen:

a) zuständiges Hauptzollamt,

b) Unternehmensnummer beim zuständigen Hauptzollamt,

c) Nachweise zu energiesteuerrechtlichen Erlaubnissen des Erlaubnisinhabers,

d) Angaben zu Brennstoffen:

aa) Bezeichnung des Brennstoffs nach Anlage 2 Teil 4,

bb) Bestätigung der Methode zur Bestimmung der Brennstoffmenge nach § 6 Absatz 2,

cc) Kennzeichnung und Beschreibung der Methode zur Bestimmung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 1, 2 oder 3; sofern eine in § 7 Absatz 3 in Verbindung mit Anlage 4 Teil 1 beschriebene Methode angewendet wird, ist die gewählte Methode zu beschreiben und deren Eignung für den jeweiligen Brennstoff mit dem Überwachungsplan zu begründen.

4. Angaben im Fall von nach § 2 Absatz 2a des Brennstoffemissionshandelsgesetzes in Verkehr gebrachten Brennstoffen:

a) zuständiges Hauptzollamt, sofern vorhanden,

b) Unternehmensnummer beim zuständigen Hauptzollamt, sofern vorhanden,

c) Angaben zum Betreiber der Anlage und zur Anlage:

aa) Name des Betreibers,

bb) Name der Anlage,

cc) Ordnungsnummer des Anhangs 1 zur Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen, nach der die Anlage zur Beseitigung oder Verwertung genehmigt ist,

dd) Beschreibung der zu überwachenden Anlage und einfaches Diagramm der Emissionsquellen, der Stoffströme, der Probenahmestellen und der Messgeräte.

d) Angaben zu Brennstoffen im Fall der rechnerischen Ermittlung nach § 5 Absatz 2:

aa) Bezeichnung des Brennstoffs nach Anlage 2 Teil 5,

bb) Kennzeichnung und Beschreibung der Methode zur Bestimmung der Brennstoffmenge nach § 6 Absatz 4; sofern eine in § 6 Absatz 4 Satz 3 Nummer 2 beschriebene Methode angewendet wird, ist der Nachweis der Eignung dieser Methode für den jeweiligen Brennstoff mit dem Überwachungsplan zu erbringen,

cc) Kennzeichnung und Beschreibung der Methode zur Bestimmung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 4. Wird eine in § 7 Absatz 4 in Verbindung mit Anlage 4 Teil 2 beschriebene Methode angewendet, ist die gewählte Methode zu beschreiben und ihre Eignung für den jeweiligen Brennstoff mit dem Überwachungsplan zu begründen,

dd) Beschreibung der Methode zur Ermittlung der Treibhausgaseinsparungen gemäß § 9, sofern der Biomasseanteil bei der Ermittlung der Brennstoffemissionen berücksichtigt werden soll.

e) Angaben zur kontinuierlichen Emissionsmessung nach § 5 Absatz 3, sofern sie durchgeführt wird:

aa) Nachweis der Eignung der Messeinrichtungen entsprechend § 12 Absatz 1; im Jahr 2023 erbrachte Nachweise gelten für das gesamte Jahr 2023,

bb) Beschreibung der Methode für die Bestimmung von Kohlendioxid aus Biomasse und für dessen Abzug von den gemessenen Kohlendioxid-Emissionen nach § 12 Absatz 4.

f) Angaben zu Brennstoffen, sofern die kontinuierliche Emissionsmessung nach § 5 Absatz 3 durchgeführt wird:

aa) Bezeichnung der Brennstoffe nach Anlage 2 Teil 5,

bb) Kennzeichnung und Beschreibung der Methode zur Bestimmung der Brennstoffmenge nach § 6 Absatz 1 oder 4,

cc) Kennzeichnung und Beschreibung der Methode zur Bestimmung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 4; bei Bestimmung der Biomasse nach § 12 Absatz 4 ist zusätzlich die Eignung der Methode mit dem Überwachungsplan zu begründen.

Teil 2 Mindestinhalt des vereinfachten Überwachungsplans

Der vereinfachte Überwachungsplan gemäß § 3 Absatz 4 muss mindestens die in Teil 1 Nummer 1 und Nummer 2 beschriebenen Angaben und Nachweise enthalten.

Anlage 2 (zu § 6 Absatz 1, 3 und 4, § 7 Absatz 1, 3 und 4, § 8 Absatz 1 und 4, § 9 Absatz 1, 3 und 4, § 10 Absatz 2, § 11, § 12 Absatz 4 und 6, § 15 Absatz 6, § 16 Absatz 1 und 2, § 17 Absatz 1) Ermittlung der Brennstoffemissionen

Teil 1 Berechnung der berichtspflichtigen Brennstoffemissionen

Die Gesamtmenge der berichtspflichtigen Brennstoffemissionen berechnet sich nach der folgenden Formel:

Erläuterung der Abkürzungen:

E_{Brennstoff_BEHG} die Gesamtmenge der Brennstoffemissionen nach Abzug der nach den §§ 16 und 17 abzugsfähigen Brennstoffemissionen;

E_{Brennstoff_in Verkehr,k} die Menge der auf einen in Verkehr gebrachten Brennstoff (k) entfallenden Brennstoffemissionen;

E_{Brennstoff_Doppelerfassung,k} die nach § 16 abzugsfähige Menge an Brennstoffemissionen eines in Verkehr gebrachten Brennstoffs (k);

E_{Brennstoff_Doppelbelastung,k} die nach § 17 abzugsfähige Menge an Brennstoffemissionen eines in Verkehr gebrachten Brennstoffs (k).

Das Ergebnis der Berechnung wird auf ganze Tonnen Kohlendioxid abgerundet.

Teil 2 Berechnung der Emissionen aus einem in Verkehr gebrachten Brennstoff

Die Menge der auf einen in Verkehr gebrachten Brennstoff entfallenden Brennstoffemissionen berechnet sich nach der folgenden Formel:

Als Menge gilt hierbei die nach § 6 ermittelte Brennstoffmenge.

Teil 3 Berechnung der abzugsfähigen Brennstoffemissionen

1. Die nach § 16 abzugsfähige Menge an Brennstoffemissionen eines in Verkehr gebrachten Brennstoffs berechnet sich nach der folgenden Formel:

Erläuterung der Abkürzung:

Menge_{Brennstoff_erneut_in_Verkehr} die nach den §§ 6 und 16 ermittelte Brennstoffmenge.

2. Die nach § 17 abzugsfähige Menge an Brennstoffemissionen eines in Verkehr gebrachten Brennstoffs berechnet sich nach der folgenden Formel:

Erläuterung der Abkürzungen:

EF der Emissionsfaktor im Sinne von § 2 Nummer 11;

Hi der Heizwert im Sinne von § 2 Nummer 14;

Menge_{Brennstoff_EU-ETS i} die im Kalenderjahr zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage (i) gelieferte Brennstoffmenge;

Biomasseanteil_{EU-ETS i} der in der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage (i) anerkannte Biomasseanteil.

Teil 4 Standardwerte zur Berechnung von Brennstoffemissionen

Nummer		Brennstoff	Nomenklatur	Umrechnungsfaktor	Heizwert	Heizwertbezogener Emissionsfaktor
1		Benzin	2710 12 außer 2710 12 31 und 2710 12 70 3811 11 10 3811 11 90 3811 19 00 3811 90 00 2707 10 2707 20 2707 30 2707 50	Dichte: 0,755 t/1000l	43,5 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
2		Flugbenzin	2710 12 31	Dichte: 0,72 t/1000l	43,9 GJ/t	0,0712 t CO2/GJ
3		Gasöl
	3a	Gasöl als Kraftstoff (Diesel)	2710 19 29 bis 2710 19 48 2710 20 11 bis 2710 20 19	Dichte: 0,845 t/1000l	42,8 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
	3b	Gasöl zu Heizzwecken (Heizöl EL)	2710 19 43 bis 2710 19 48 2710 20 11 bis 2710 20 19	Dichte: 0,845 t/1000l	42,8 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
4		Heizöl
	4a	Heizöl als Kraftstoff (Heizöl S)	2710 19 62 bis 2710 19 68	1 t/t	39,5 GJ/t	0,0797 t CO2/GJ
	4b	Heizöl zu Heizzwecken (Heizöl S)	2709 2710 19 51 bis 2710 19 68 2710 20 31 bis 2710 20 39 2710 20 90	1 t/t	39,5 GJ/t	0,0797 t CO2/GJ
5		Flüssiggas
	5a	Flüssiggas als Kraftstoff	2711 12 2711 13 2711 14 2711 19	1 t/t	46,0 GJ/t	0,0655 t CO2/GJ
	5b	Flüssiggas zu Heizzwecken	2711 12 2711 13 2711 14 2711 19	1 t/t	46,0 GJ/t	0,0655 t CO2/GJ
6		Erdgas	2711 11 2711 21	3,2508 GJ/MWh	1 GJ/GJ	0,0558 t CO2/GJ
7		Kerosin	2710 12 70 2710 19 21	Dichte: 0,8 t/1000l	42,8 GJ/t	0,0733 t CO2/GJ
8		mittelschwere Öle	2710 19 11 2710 19 15 2710 19 25 2710 19 29	Dichte: 0,8 t/1000l	43,8 GJ/t	0,074 t CO2/GJ

Nummer		Brennstoff	Umrechnungsfaktor	Heizwert	Heizwertbezogener Emissionsfaktor
9		Kohlen KN-Code 2701, 2702 und 2704
9.1		Steinkohle - Feinkohlen
	a	Anthrazit/Mager/Esskohle	1 t/t	29,5 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
	b	Fettkohle (auch Koks- und Einblaskohlen)	1 t/t	29,0 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
	c	Gaskohle	1 t/t	28,0 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
	d	Gasflammkohle	1 t/t	28,0 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
9.2		Steinkohle - Grob-/Nusskohlen
	a	Anthrazit/Mager/Esskohle	1 t/t	32,5 GJ/t	0,0976 t CO2/GJ
	b	Fettkohle	1 t/t	32,0 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
	c	Gaskohle	1 t/t	31,0 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
	d	Gasflammkohle	1 t/t	30,5 GJ/t	0,0936 t CO2/GJ
9.3		Steinkohle - Koks
	a	Gießereikoks	1 t/t	29,5 GJ/t	0,1078 t CO2/GJ
	b	Hochofenkoks	1 t/t	29,0 GJ/t	0,1078 t CO2/GJ
	c	Kleinkoks	1 t/t	27,0 GJ/t	0,1078 t CO2/GJ
	d	Koksgrus	1 t/t	25,0 GJ/t	0,1078 t CO2/GJ
	e	Steinkohlenbriketts	1 t/t	32,0 GJ/t	0,0959 t CO2/GJ
9.4		Braunkohle
	a	Braunkohlenbriketts: Union	1 t/t	19,8 GJ/t	0,0992 t CO2/GJ
	b	Braunkohlenbriketts: Rekord	1 t/t	19,0 GJ/t	0,0992 t CO2/GJ
	c	Braunkohlenstaub: Rheinland	1 t/t	22,2 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	d	Braunkohlenstaub: Vattenfall Europe	1 t/t	21,0 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	e	Braunkohlenstaub: MIBRAG	1 t/t	22,7 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	f	Braunkohlenstaub: ROMONTA	1 t/t	22,0 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	g	Wirbelschichtkohle: Rheinland	1 t/t	21,2 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	h	Wirbelschichtkohle: Lausitz	1 t/t	19,0 GJ/t	0,0975 t CO2/GJ
	i	Braunkohlenkoks	1 t/t	29,9 GJ/t	0,1096 t CO2/GJ
	j	Rohbraunkohle: Lausitz	1 t/t	8,8 GJ/t	0,113 t CO2/GJ
	k	Rohbraunkohle: Mitteldeutschland	1 t/t	10,5 GJ/t	0,104 t CO2/GJ
	l	Rohbraunkohle: Rheinland	1 t/t	8,9 GJ/t	0,114 t CO2/GJ
9.5		Kohlenkleinhandel: Abgabe von Kohle durch lokale Kohlelieferer
	a	Braunkohlenbriketts	1 t/t	19,4 GJ/t	0,0992 t CO2/GJ
	b	Steinkohlenbriketts	1 t/t	32,0 GJ/t	0,0959 t CO2/GJ
	c	Kleinkoks, Hausbrandkoks (Koks II und III)	1 t/t	27,0 GJ/t	0,1078 t CO2/GJ
	d	Anthrazit und Magerkohle	1 t/t	32,5 GJ/t	0,0976 t CO2/GJ
10		Biokomponenten
10.1		Biopropan	Dichte: 0,64 t/1000l	46,0 GJ/t	0,0663 t CO2/GJ
10.2		Pflanzenöl (auch Tierfette, UCO)	Dichte: 0,92 t/1000l	37,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
10.3		Biodiesel - Fettsäuremethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Methylester)	Dichte: 0,89 t/1000l	37,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
10.4		Biodiesel - Fettsäureethylester (auf Grundlage von Öl aus Biomasse produzierter Ethylester)	Dichte: 0,89 t/1000l	38,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
10.5		hydriertes (thermochemisch mit Wasserstoff behandeltes) Öl aus Biomasse zur Verwendung als	Dichte: 0,77 t/1000l	44,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
	a	Dieselkraftstoffersatz	Dichte: 0,77 t/1000l	44,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
	b	Ottokraftstoffersatz	Dichte: 0,67 t/1000l	45,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
	c	Flugturbinenkraftstoffersatz	Dichte: 0,77 t/1000l	44,0 GJ/t	0,0734 t CO2/GJ
	d	Flüssiggasersatz	Dichte: 0,52 t/1000l	46,0 GJ/t	0,0663 t CO2/GJ
10.6		(in einer Raffinerie mit fossilen Brennstoffen) gemeinsam verarbeitetes Öl aus Biomasse oder pyrolisierter Biomasse zur Verwendung als
	a	Dieselkraftstoffersatz	Dichte: 0,84 t/1000l	43,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
	b	Ottokraftstoffersatz	Dichte: 0,73 t/1000l	44,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
	c	Flugturbinenkraftstoffersatz	Dichte: 0,77 t/1000l	43,0 GJ/t	0,0734 t CO2/GJ
	d	Flüssiggasersatz	Dichte: 0,50 t/1000l	46,0 GJ/t	0,0663 t CO2/GJ
10.7		Methanol aus erneuerbaren Quellen	Dichte: 0,80 t/1000l	20,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.8		Ethanol aus erneuerbaren Quellen	Dichte: 0,78 t/1000l	27,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.9		Propanol aus erneuerbaren Quellen	Dichte: 0,81 t/1000l	31,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.10		Butanol aus erneuerbaren Quellen	Dichte: 0,82 t/1000l	33,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.11		Fischer-Tropsch-Diesel (synthetischer Kohlenwasserstoff oder -gemisch zur Verwendung als Dieselkraftstoffersatz)	Dichte: 0,77 t/1000l	44,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
10.12		Fischer-Tropsch-Ottokraftstoff (aus Biomasse produzierter synthetischer Kohlenwasserstoff oder -gemisch zur Verwendung als Ottokraftstoffersatz)	Dichte: 0,75 t/1000l	44,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.13		Fischer-Tropsch-Flugturbinenkraftstoff (aus Biomasse produzierter synthetischer Kohlenwasserstoff oder -gemisch zur Verwendung als Flugturbinenkraftstoffersatz)	Dichte: 0,75 t/1000l	44,0 GJ/t	0,0734 t CO2/GJ
10.14		Fischer-Tropsch-Flüssiggas (aus Biomasse hergestellter/s synthetischer/s Kohlenwasserstoff(gemisch) zur Verwendung als Flüssiggasersatz)	Dichte: 0,52 t/1000l	46,0 GJ/t	0,0663 t CO2/GJ
10.15		DME (Dimethylether)	Dichte: 0,68 t/1000l	28,0 GJ/t	0,074 t CO2/GJ
10.16		ETBE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Ethyl-Tertiär-Butylether)	Dichte: 0,75 t/1000l	36,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.17		MTBE (auf der Grundlage von Methanol produzierter Methyl-Tertiär-Butylether)	Dichte: 0,75 t/1000l	35,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.18		TAEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär-Amyl-Ethyl-Ether)	Dichte: 0,75 t/1000l	38,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.19		TAME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Amyl-Methyl-Ether)	Dichte: 0,75 t/1000l	36,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.20		THxEE (auf der Grundlage von Ethanol produzierter Tertiär-Hexyl-Ethyl-Ether)	Dichte: 0,75 t/1000l	38,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ
10.21		THxME (auf der Grundlage von Methanol produzierter Tertiär-Hexyl-Methyl-Ether)	Dichte: 0,75 t/1000l	38,0 GJ/t	0,0729 t CO2/GJ

Der Umrechnungsfaktor für Erdgas in Nummer 6 Spalte 4 errechnet sich nach der Formel: 3,6 GJ/MWh · 0,903 GJ/GJ.

Teil 5 Standardwerte zur Berechnung von Brennstoffemissionen in den Fällen des § 2 Absatz 2a BEHG

Nummer	Brennstoff	Abfallschlüssel gemäß Abfall- verzeichnis- Verordnung	Biomasse- anteil	Um- rechnungs- faktor	Heizwert der Original- substanz	Heizwertbezogener Emissionsfaktor
1	Leichtverpackungen- Sortierreste	15 01 05	32,0 %	1 t/t	18,1 GJ/t	0,0839 t CO2/GJ
2	Gewerbeabfall	15 01 06 15 02 02 17 09 03 17 09 04 18 01 04 19 12 08 20 01 32	48,9 %	1 t/t	13,3 GJ/t	0,0888 t CO2/GJ
3	Sortierreste aus der mechanisch-biologischen Abfallbehandlung	19 12 10 19 12 12	50,0 %	1 t/t	10,0 GJ/t	0,0949 t CO2/GJ
4	Restabfall	02 02 03 02 03 04 15 01 01 19 05 99 19 08 01 20 01 08 20 02 01 20 02 03 20 03 01 20 03 02 20 03 03 20 03 06 20 03 99	53,5 %	1 t/t	8,8 GJ/t	0,0982 t CO2/GJ
5	Sperrmüll	20 03 07	60,3 %	1 t/t	16,0 GJ/t	0,0857 t CO2/GJ
6	Altholz
6a	Altholz AI und AII	03 01 05 17 02 01	95,0 %	1 t/t	15 GJ/t	0,0867 t CO2/GJ
6b	Altholz AIII, AIV, PCB	15 01 03 19 12 07 20 01 38	90,0 %	1 t/t	15 GJ/t	0,0867 t CO2/GJ
7	Klärschlamm
7a	Kommunaler Klärschlamm	19 08 05	100,0 %	1 t/t	***	***
7b	Industrieller Klärschlamm	19 08 11 19 08 12 19 08 13 19 08 14	30,0 %	1 t/t	***	***
8	alle übrigen Abfälle	alle übrigen Abfallschlüssel	0,0 %	1 t/t	10,0 GJ/t	0,0949 t CO2/GJ
*** Die Berechnung des Heizwertes und des heizwertbezogenen Emissionsfaktors von Klärschlamm für alle Entwässerungs- und Trocknungszustände erfolgt nach folgendem Algorithmus: Erläuterung der Abkürzungen: Hu OS unterer Heizwert der Originalsubstanz in GJ/t EF OS Emissionsfaktor der Originalsubstanz in t CO2/GJ Huwf unterer Heizwert wasserfrei in GJ/t Hv Wasserverdampfungsenthalpie (Bezug 25 °C) in GJ/t WG Wassergehalt gemessen in Gewichtsprozent Hierbei sind anzusetzen: 1. als maximaler Heizwert für wasserfreien Klärschlamm (Huwf): 12 GJ/t, 2. als Wasserverdampfungsenthalpie (Hv) 2,441 GJ/t. Der Heizwert (Hu OS) von Klärschlämmen mit einem Wassergehalt über 76,17 Gewichtsprozent ist mit 1 GJ/t anzusetzen.

Anlage 3 (zu § 13 Absatz 1) Mindestinhalt des jährlichen Emissionsberichts

Der Emissionsbericht muss mindestens die folgenden Angaben und Nachweise enthalten:

1. Allgemeine Angaben:

a) Name, Anschrift, Geschäftssitz und ggf. abweichender Ort der Geschäftsleitung sowie Rechtsform,

b) Kontaktdaten einer Ansprechperson,

c) Berichtsjahr,

d) NACE-Code,

e) zuständiges Hauptzollamt, sofern vorhanden,

f) Unternehmensnummer des zuständigen Hauptzollamtes, sofern vorhanden.

2. Gesamtemissionsmenge in einem Kalenderjahr:

a) berichtspflichtige Gesamtemissionsmenge in Tonnen CO₂ und

b) Gesamtemissionen des nach § 8 abzugsfähigen Biomasseanteils in Tonnen CO₂.

3. Angaben zu den in Verkehr gebrachten Brennstoffen für den Fall, dass zur Ermittlung von Brennstoffemissionen der Berechnungsansatz nach § 5 Absatz 2 angewendet wird:

a) Bezeichnung des in Verkehr gebrachten Brennstoffs entsprechend der Unterteilung in Anlage 2 Teil 4 oder Teil 5,

b) Menge des in Verkehr gebrachten Brennstoffs in Kilogramm, Litern, Gigajoule oder Megawattstunden,

c) Umrechnungsfaktoren, Heizwerte, Emissionsfaktoren und Biomasseanteil des in Verkehr gebrachten Brennstoffs,

d) nach § 8 abzugsfähiger Biomasseanteil des in Verkehr gebrachten Brennstoffs in Gigajoule oder Megawattstunden, differenziert nach Art der verwendeten Biomasse,

e) Gesamtemissionen in Tonnen CO₂,

f) Gesamtemissionen aus Biomasse in Tonnen CO₂ und

g) für Benzin: Unterteilung in die verschiedenen Benzinsorten (E 5, E 10, Super Plus) und Menge der jeweiligen in Verkehr gebrachten Benzinsorte.

4. Angaben für den Fall, dass zur Ermittlung von Brennstoffemissionen die kontinuierliche Messung nach § 5 Absatz 3 angewendet wird:

Für jedes eingesetzte System zur kontinuierlichen Emissionsmessung:

a) im Kalenderjahr ermittelte Gesamtemissionen in Tonnen CO₂,

b) nach § 12 Absatz 5 im Kalenderjahr abzugsfähige CO₂-Emssionen unterteilt nach Brennstoff- und Materialeinsatz,

c) nach § 12 Absatz 4 ermittelter Biomasseanteil in Prozent je Tonne CO₂,

d) Angaben zur überwachungspflichtigen Betriebszeit und zur Anzahl der ungültigen Kurzzeitmittelwerte,

e) Angaben zur Aufschlüsselung der Brennstoffmengen nach den Brennstoffen gemäß Anlage 2 Teil 5.

5. Angaben im Zusammenhang mit der Vermeidung einer Doppelerfassung gemäß § 16 dieser Verordnung:

a) Bezeichnung des in Verkehr gebrachten Brennstoffs entsprechend der Unterteilung in Anlage 2 Teil 4,

b) jeweilige Menge des Brennstoffs nach § 16 Absatz 1 Nummer 1 bis 11 in Tonnen, 1.000 Litern oder Megawattstunden,

c) Umrechnungsfaktoren, Heizwerte und Emissionsfaktoren des Brennstoffs nach Teil 4 der Anlage 2 zu dieser Verordnung,

d) Gesamtemissionen in Tonnen CO₂,

e) Nachweise nach § 16 Absatz 3,

f) im Fall des § 16 Absatz 4 Nachweise des Verwenders,

g) Nachweise nach § 16 Absatz 5.

6. Angaben im Zusammenhang mit der Vermeidung einer Doppelbelastung gemäß § 17 dieser Verordnung:

a) Name des belieferten Unternehmens und der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage,

b) Aktenzeichen der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage bei der zuständigen Behörde gemäß § 19 Absatz 1 Nummer 3 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes,

c) Bezeichnung des in Verkehr gebrachten Brennstoffs entsprechend der Unterteilung in Anlage 2 Teil 4,

d) Menge des zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage gelieferten Brennstoffs eines Kalenderjahres in Tonnen, 1.000 Litern oder Megawattstunden,

e) Menge des in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage eingesetzten Brennstoffs eines Kalenderjahres in Tonnen, 1.000 Litern oder Megawattstunden,

f) Umrechnungsfaktoren, Heizwerte und Emissionsfaktoren des Brennstoffs nach Anlage 2 Teil 4,

g) nachhaltiger Biomasseanteil des in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage eingesetzten Brennstoffs in Prozent,

h) Angabe, ob die Lieferung vollständig oder teilweise der Steueraussetzung oder Steuerbefreiung nach dem Energiesteuergesetz unterliegt, sowie gegebenenfalls eine entsprechende Aufteilung der Mengen,

i) Gesamtemissionen des zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage gelieferten Brennstoffs in Tonnen CO₂,

j) Gesamtemissionen des zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage gelieferten Brennstoffs aus nachhaltiger Biomasse in Tonnen CO₂ und

k) Erklärung nach § 17 Absatz 2 Satz 1.

7. Nachweisführung nach § 5 Absatz 5 Angaben des Steuerlagerinhabers:

a) Name des Steuerlagerinhabers sowie Aktenzeichen und Unternehmensnummer des Steuerlagerinhabers bei der zuständigen Behörde,

b) Name des Einlagerers sowie Aktenzeichen und Unternehmensnummer des Einlagerers nach § 7 Absatz 4 Satz 1 Energiesteuergesetz,

c) Bezeichnung des aus dem Steuerlager in Verkehr gebrachten Brennstoffs,

d) Benennung der für den jeweiligen Einlagerer in Verkehr gebrachte Brennstoffmenge sowie

e) Brennstoffmenge, für die eine Steuerentlastung gewährt wurde unter Angabe des Entlastungstatbestands.

Anlage 4 (zu § 5 Absatz 4, § 7 Absatz 3 und 4, § 15 Absatz 1) Methoden zur Ermittlung der Berechnungsfaktoren

Teil 1 Methoden zur Ermittlung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 3

Für die Ermittlung der Berechnungsfaktoren für Brennstoffe nach Anlage 1 Satz 1 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes kann der Verantwortliche zwischen den nachfolgenden Methoden wählen:

1. Ermittlung auf Grundlage von Festwerten, die von der zuständigen Behörde zu diesem Zweck veröffentlicht werden. Sofern keine Festwerte nach Satz 1 veröffentlicht wurden, können Festwerte aus den IPCC Guidelines 2006 in der jeweils geltenden Fassung verwendet werden. Sofern die IPCC Guidelines 2006 für einen Brennstoff keinen Festwert enthalten, können Literaturwerte nach vorheriger Abstimmung mit der zuständigen Behörde verwendet werden.

2. Ermittlung auf Grundlage von individueller repräsentativer Probenahme und Analyse nach den Regeln der Technik. Dabei muss die in Teil 3 aufgeführte Mindesthäufigkeit der Analysen eingehalten werden.

3. Ermittlung auf Grundlage von individuellen Berechnungsfaktoren, die auf Basis historischer Analysen abgeleitet werden. Die Eignung der historischen Analysen ist hinsichtlich der Repräsentativität für den betreffenden Brennstoff sowie für deren statistische Gültigkeit für zukünftige Lieferchargen nachzuweisen.

Teil 2 Methoden zur Ermittlung der Berechnungsfaktoren nach § 7 Absatz 4

Für die Ermittlung der Berechnungsfaktoren für Brennstoffe nach Anlage 1 Satz 2 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes kann der Verantwortliche zwischen den nachfolgenden Methoden wählen:

1. Ermittlung auf Grundlage von individuellen Festwerten je Entsorger oder Abfalltyp, die auf Basis historischer Analysen abgeleitet werden, sofern nachgewiesen werden kann, dass diese Werte repräsentativ für künftige Chargen desselben Entsorgers oder Abfalltyps sind. Der Nachweis ist durch eine jährliche Kontrollanalyse zu belegen. Hierbei muss die Kontrollanalyse innerhalb der Unsicherheit des Festwerts liegen. Der Festwert ergibt sich aus dem Mittelwert der in der Vergangenheit durchgeführten Analysen. Die maximal zulässige Standardunsicherheit des Mittelwerts darf bezogen auf das Konfidenzintervall von 95 % den Wert von 5 % nicht überschreiten.

2. Ermittlung auf Grundlage von individueller repräsentativer Probenahme und Analyse nach den Regeln der Technik. Dabei muss die in Teil 3 aufgeführte Mindesthäufigkeit der Analysen eingehalten werden.

3. Ermittlung auf Grundlage von mit der zuständigen Behörde vereinbarten Literaturwerten, einschließlich von der zuständigen Behörde veröffentlichter Festwerte.

Die Ermittlung individueller Festwerte und repräsentative Probenahmen können auch durch Dritte durchgeführt werden, sofern die Ermittlung und die Probenahme die oben genannten Bedingungen erfüllen.

Teil 3 Analysenfrequenz

Eine repräsentative Probenahme und Analyse liegt vor, wenn entweder die in der Tabelle Mindesthäufigkeit aufgeführte Mindesthäufigkeit der Analysen eingehalten wird oder die relative Standardabweichung des jährlichen Mittelwerts der Analysen kleiner als 1,5 % ist.

Tabelle Mindesthäufigkeit

Brennstoff	Mindesthäufigkeit der Analysen
gasförmige Kohlenwasserstoffe	mindestens einmal täglich - nach geeigneten Verfahren zu unterschiedlichen Tageszeiten
Kohle	mindestens je 20.000 Tonnen Brennstoff, jedoch mindestens sechsmal jährlich oder je Liefercharge
unbehandelte feste Abfälle	mindestens je 5.000 Tonnen Abfall, jedoch mindestens viermal jährlich oder je Liefercharge
flüssige Abfälle, vorbehandelte feste Abfälle	mindestens je 10.000 Tonnen Abfall, jedoch mindestens viermal jährlich oder je Liefercharge
andere Brennstoffe	mindestens je 10.000 Tonnen Brennstoff, jedoch mindestens viermal jährlich oder je Liefercharge

Anlage 5 (zu § 17) Erforderliche Erklärungen, Angaben und Nachweise des belieferten Unternehmens im Zusammenhang mit dem Abzug von Brennstoffemissionsmengen bei der Lieferung von Brennstoffen zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage

Für den Abzug einer Brennstoffemissionsmenge nach § 17 Absatz 1 Satz 1 muss das belieferte Unternehmen mindestens folgende Erklärungen, Angaben und Nachweise erbringen:

1. Aktenzeichen der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage,

2. Name und Adresse der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage,

3. Aktenzeichen des Verantwortlichen nach § 3 Nummer 3 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes,

4. Name des Verantwortlichen nach § 3 Nummer 3 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes,

5. Bezeichnung des gelieferten Brennstoffs,

6. die dem Verantwortlichen zugeordnete und zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage gelieferte Menge des Brennstoffs:

a) Brennstoffliefermenge eines Kalenderjahres,

b) Anfangsbestand des Brennstoffs am 1. Januar des Kalenderjahres,

c) Endbestand des Brennstoffs am 31. Dezember des Kalenderjahres,

d) nachhaltiger Biomasseanteil in Prozent,

e) Anteile der nach dem Energiesteuerrecht steuerfreien und steuerpflichtigen gelieferten und gelagerten Brennstoffmengen,

f) im Kalenderjahr tatsächlich eingesetzte Brennstoffmenge,

g) Differenzmenge der Mengen nach Buchstabe a und Buchstabe f bezogen auf den jeweils steuerpflichtigen Anteil,

7. Erklärung zum Bezug der Liefermenge nach Nummer 6 Buchstabe a ausschließlich zum Einsatz in einer dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage, inklusive der Erklärungen nach § 17 Absatz 2 Satz 1,

8. im Fall einer positiven Differenzmenge nach Nummer 6 Buchstabe g eine Bestätigung des tatsächlichen Einsatzes dieser Differenzmenge im darauffolgenden Kalenderjahr,

9. Methode der Ermittlung der Emissionen in der dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlage (Standardmethode, Massenbilanzmethode oder kontinuierliche Emissionsmessung).

Angaben, die im EU-Emissionshandel berichts- und verifizierungspflichtig sind, müssen mit dem verifizierten Emissionsbericht nach § 5 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes übereinstimmen.

Anlage 6 (zu § 18) Mindestinhalt der Verfahrensanweisungen zur Datenverwaltung im Zusammenhang mit Kontrollaktivitäten

Teil 1 Verfahrensanweisungen für die Datenverwaltung

Die schriftlichen Verfahrensanweisungen für die Datenverwaltung umfassen mindestens folgende Elemente:

1. Angaben zu Primärdatenquellen,

2. Datenflussdiagramm, das jeden einzelnen Schritt im Datenfluss von der Quelle der Primärdaten bis zu den jährlichen Emissionsberichten widerspiegelt,

3. Beschreibung der relevanten Verarbeitungsschritte einschließlich der relevanten Formeln und angewandten Datenaggregierungsschritte,

4. Beschreibung der verwendeten relevanten elektronischen Datenverarbeitungs- und Datenspeichersysteme sowie eine Beschreibung der Interaktion zwischen diesen Systemen und anderen Eingabequellen einschließlich manueller Eingaben,

5. Beschreibung der Art und Weise, in der die Ergebnisse der Datenverwaltung und Datenverarbeitung aufgezeichnet werden.

Teil 2 Verfahrensanweisungen im Zusammenhang mit Kontrollaktivitäten

Die Verfahrensanweisungen im Zusammenhang mit Kontrollaktivitäten umfassen mindestens folgende Elemente:

1. Qualitätssicherung der Messeinrichtungen, wenn Messeinrichtungen nicht bereits für die zollrechtliche Anmeldung verwendet werden,

2. Qualitätssicherung des für die Datenverwaltung verwendeten IT-Systems,

3. Beschreibung der Zuordnung der Verantwortlichkeit bei der Datenverwaltung und bei den Kontrollaktivitäten sowie Beschreibung der für die Zuordnung der Verantwortlichkeit erforderlichen Verwaltung der Zugriffsberechtigungen und Kompetenzen,

4. interne Überprüfung und Validierung der Daten anhand unabhängiger Datenquellen,

5. Berichtigungen und Korrekturmaßnahmen,

6. Kontrolle von ausgelagerten Prozessen,

7. Führung von Aufzeichnungen und deren Dokumentation, einschließlich der Versionsverwaltung.

8. Prüfung der Effizienz des Kontrollsystems durch interne Überprüfungen und unter Berücksichtigung der Feststellungen der Prüfstelle im Rahmen der Prüfung der jährlichen Emissionsberichte.