AS 2018 3477

Verordnung über die Reduktion der CO₂-Emissionen

Verordnung über die Reduktion der CO2-Emissionen (CO2-Verordnung)

Änderung vom 21. September 2018

Der Schweizerische Bundesrat, verordnet:

I Die CO2-Verordnung vom 30. November 20121 wird wie folgt geändert:

Art. 6 Abs. 2bis 2bis Bei Projekten und Programmen im Zusammenhang mit einem Wärmeverbund oder bei Deponiegasprojekten und -programmen erfolgt die Beschreibung der in Absatz 2 Buchstabe d, e und i verlangten Angaben nach den Anforderungen der Anhänge 3a oder 3b.

Art. 7 Abs. 3

3 Das BAFU macht Vorgaben für die Form der Projekt- oder Programmbeschrei-

bung.

Art. 9 Abs. 5 und 6

5 Alle Monitoringberichte und die dazugehörigen Verifizierungsberichte sind dem

BAFU mindestens alle drei Jahre ab dem Beginn der Umsetzung nach Artikel 5 Absatz 2 einzureichen. Die Emissionsverminderungen sind pro Kalenderjahr auszu- weisen.

6 Das BAFU macht Vorgaben für die Form des Monitoringberichts.

Art. 11 Abs. 4 Einleitungssatz

4 Nach einer erneuten Validierung beträgt die Kreditierungsperiode ab dem Zeit-

punkt des Eintritts der wesentlichen Änderung:

1 SR 641.711

2018-1431 3477

CO2-Verordnung AS 2018

Art. 91 Abs. 1 1 Die kompensationspflichtige Person erfüllt ihre Kompensationspflicht jeweils bis zum 1. Oktober des Folgejahres.

Art. 102 Abs. 2

2 Pro Gesuch wird eine Gebühr von 5 Prozent des Rückerstattungsbetrags, mindes-

tens aber 50 und höchstens 500 Franken, verrechnet.

Art 135 Bst. bbis und bter Das UVEK passt an: bbis. Anhang 3a: an die technische und wirtschaftliche Entwicklung; bter. Anhang 3b: an die technische und wirtschaftliche Entwicklung;

II

1 Diese Verordnung erhält neu die Anhänge 3a und 3b gemäss Beilage.

2 Anhang 11 erhält die neue Fassung gemäss Beilage.

III Diese Verordnung tritt am 1. November 2018 in Kraft.

21. September 2018 Im Namen des Schweizerischen Bundesrates Der Bundespräsident: Alain Berset Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr

3478

CO2-Verordnung AS 2018

Anhang 3a (Art. 6 Abs. 2bis)

Anforderungen an die Berechnung der Emissionsverminderungen und das Monitoringkonzept für Projekte und Programme im Zusammenhang mit Wärmeverbünden

1 Geltungsbereich

Die Anforderungen dieses Anhangs gelten für Projekte und Programme, wenn diese umfassen: a. den Bau eines neuen Wärmenetzes mit einer mehrheitlich CO2-neutraler Wärmequelle; b. den Ersatz eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder meh- rere mehrheitlich CO2-neutrale Wärmequellen; c. die Ergänzung eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem beste- henden Wärmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO2-neutrale Wärmequellen; d. den Bau eines neuen Wärmenetzes, welches auch den Ersatz eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit ausschliess- lich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO 2- neutrale Wärmequellen vorsieht; oder e. den Bau eines neuen Wärmenetzes, welches auch die Ergänzung eines zent- ralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit aus- schliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO2-neutrale Wärmequellen vorsieht.

2 Begriffe

Im Sinne dieses Anhangs bedeuten: a. Wärmeverbund: Netz zur Verteilung von Wärme mit zentralen Quellen und dezentralen Bezügern (Wärmebezügern); b. Bestehende Bezüger: Wärmebezüger, welche bereits vor Beginn der Umset- zung nach Artikel 5 Absatz 2 an einen bestehenden Wärmeverbund ange- schlossen sind; c. Neubauten: Gebäude, die zum Zeitpunkt des Anschlusses an den Wärme- verbund erstellt werden und keine bestehenden Bezüger sind.

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CO2-Verordnung AS 2018

3 Anforderungen an die Berechnung

der Emissionsverminderungen

3.1 Messtechnische Anforderungen

Projekte und Programme müssen insbesondere alle folgenden messtechnischen An- forderungen erfüllen: a. Es sind der Verbrauch aller fossiler Energieträger der Heizzentrale und der Elektrizitätsverbrauch von Wärmepumpen der Heizzentrale zu messen. b. Es sind die Wärmemengen bei allen Wärmebezügern zu messen, wobei Wärmemengen an Neubauten und an von der CO2-Abgabe befreite Unter- nehmen nach Artikel 96 Absatz 2 separat ausgewiesen werden müssen.

3.2 Systemgrenzen

Die Systemgrenzen des Projektes oder Programmes müssen die Heizzentrale, das Wärmenetz und alle Bezüger, eingehende Energieflüsse sowie die aus dem Projekt resultierenden Emissionen umfassen.

3.3 Referenzszenario

1. In der Beschreibung des Projektes oder Programmes sind mindestens zwei plau-

sible alternative Szenarien zum Projekt respektive Programm darzustellen.

2. In diesen müssen mindestens die folgenden Situationen beschrieben werden:

a. die Fortführung der bestehenden Situation, ohne Umsetzung des Projektes oder Programmes; und b. der projektierte Wärmeverbund, aber ohne Einnahmen aus Bescheinigungen. 3. Die Eintrittswahrscheinlichkeiten dieser Szenarien sind in der Beschreibung des Projektes oder Programmes darzulegen, wobei das wahrscheinlichste Szenario als Referenzszenario gewählt wird.

3.4 Berechnung der Referenzemissionen

Die jährlichen Gesamtemissionen in der Referenzentwicklung sind wie folgt zu berechnen: REy = (REneu,y + REbestehend,y ) * FKEV (1) dabei bedeuten: REy Emissionen des Referenzszenarios im Jahr y [tCO2eq]. REneu,y Emissionen des Referenzszenarios von neuen Bezügern im Jahr y [tCO2eq], s. Gleichung (2) REbestehend,y Emissionen des Referenzszenarios von bestehenden Bezügern im Jahr y [tCO2eq] s. Gleichung (3)

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CO2-Verordnung AS 2018

FKEV Abschlagfaktor kostendeckende Einspeisevergütung (KEV); dieser Parameter ist gleich 1 zu setzen. Wird mit der Wärmequelle des Wärmeverbundes Elektrizität produ- ziert und wird diese durch die kostendeckende Einspeisevergütung vergütet, ist der einzusetzende Parameter wie folgt zu bestimmen:

1. für KEV-Projekte vor dem 1. Januar 2018 ist nach Anhang 1.5 der

Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV)2 die Mindestanfor- derung für die Wärmenutzung ins Verhältnis zur gesamten Wärme- nutzung der Anlage zu setzen; oder

2. für KEV-Projekte ab dem 1. Januar 2018 ist nach Anhang 1.5 der

Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien vom 1. November 2017 (EnFV)3 die Mindest- anforderung für die Wärmenutzung ins Verhältnis zur gesamten Wär- menutzung der Anlage zu setzen.

Die einzelnen Terme sind wie folgt zu berechnen: REneu,y = ∑i Wneu,i,y * EFWV (2) dabei bedeuten: Wneu,i,y Erwartete Wärmelieferung an neue Bezüger des Wärmenetzes im Jahr y [MWh]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemesse- nen Wert nach Ziffer 4.2 ersetzt. i Alle neuen Bezüger ohne Neubauten und von der CO2-Abgabe befrei- te Unternehmen nach Artikel 96 Absatz 2. EFWV Pauschaler Emissionsfaktor des Wärmeverbundes = 0,22 tCO2eq/MWh.

REbestehend,y = ∑k Wbestehend,k,y* EF * RFy*1/(1-WVN)) (3) dabei bedeuten: Wbestehend,k,y Erwartete Wärmelieferungen an bestehende Bezüger im Jahr y [MWh]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.2 ersetzt. k Alle bestehenden Wärmebezüger ohne von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen. RFy Referenzfaktor des Jahres y; dieser beträgt 100 %, wenn das Jahr y innerhalb der ersten 20 Jahre seit der Installation des alten Kessels liegt, sonst beträgt er 70 %. WVN Pauschaler Abzug für Wärmeverluste des Wärmenetzes von 10 %. EFbestehend Emissionsfaktor des Wärmeverbundes, abhängig von der Art des zu ersetzenden zentralen Heizkessels.

2 SR 730.01 3 SR 730.03

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CO2-Verordnung AS 2018

Bei Ersatz eines Erdgaskessels beträgt der Emissionsfaktor des Wär- meverbundes EF1Gas / 90 %. Bei Ersatz eines Heizölkessels beträgt der Emissionsfaktor des Wär- meverbundes EF1Heizöl / 85 %. EF1Gas Emissionsfaktor von Erdgas nach Anhang 10 in tCO2eq/MWh umge- rechnet. Für die Umrechnung der Einheit tCO2eq/TJ in tCO2eq/MWh ist der Faktor 0.0036 TJ/MWh zu verwenden. EF1Heizöl Emissionsfaktor von Heizöl; dieser beträgt 2,65 tCO2eq/MWh. EFStrom Emissionsfaktor von elektrischem Strom; dieser beträgt 29,8 * 10 -6 tCO2eq/kWh.

3.5 Berechnung der Projekt- oder Programmemissionen

Die jährlichen Projektemissionen des Projektes oder die Projektemissionen eines jeden Vorhabens des Programmes sind wie folgt zu berechnen: PEy = EF2Heizöl * MHeizöl,y + EF2Gas * MGas,y + EFel * Mel,y (4) dabei bedeuten: PEy Erwartete Projektemissionen des Projektes oder des Vorhabens des Programmes im Jahr y [tCO2eq] MHeizöl,y Erwartete Menge an verbranntem Heizöl zum Betrieb der Heizzentrale im Jahr y [l]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemes- senen Wert nach Ziffer 4.4 ersetzt. MGas,y Erwartete Menge an verbranntem Gas zum Betrieb der Heizzentrale im Jahr y [Nm3]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den ge- messenen Wert nach Ziffer 4.5 ersetzt. Mel,y Erwartete Menge an elektrischer Energie zum Betrieb von Wärme- pumpen in der Heizzentrale im Jahr y [kWh]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.6 ersetzt. EF2Gas Emissionsfaktor Erdgas nach Anhang 10 in tCO2eq/Nm3 oder in tCO2eq/MWh umgerechnet je nachdem welche Einheit für MGas ver- wendet wird. Für die Umrechnung der Einheit tCO2/TJ in die Einheit tCO2eq/MWh ist der Faktor 0,0036 TJ/MWh zu verwenden. EF2Heizöl Emissionsfaktor Heizöl; dieser beträgt 2,65 tCO2eq/1000 l.

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CO2-Verordnung AS 2018

3.6 Berechnung der Emissionsverminderungen

Die jährlichen Emissionsverminderungen sind für Projekte oder Vorhaben von Programmen wie folgt zu berechnen: ERy = REy – PEy (5) dabei bedeuten: ERy Emissionsverminderungen im Jahr y [tCO2eq]. REy Emissionen des Referenzszenarios im Jahr y [tCO2eq]. PEy Projektemissionen des Wärmeverbundes im Jahr y [tCO2eq].

4 Anforderungen an das Monitoringkonzept

1. Für Projekte und Programme nach diesem Anhang sind im Monitoringbericht die

in Ziffer 4.1–4.6 aufgeführten Messwerte, Belege und Anforderungen zu berück- sichtigen.

2. Die Berechnung der Emissionsverminderungen muss anhand der Messwerte be-

stimmt werden.

4.1 Wärmebezügerliste mit belegten Wärmelieferungen

1. Dem Monitoringbericht ist eine Liste aller Wärmebezüger mit der in der Monito- ringperiode gelieferten Menge an Wärme in MWh beizulegen; die Menge an Wärme in MWh ist jeweils nach Kalenderjahr aufzuschlüsseln. Die Messung hat gemäss Ziffer 4.2 zu erfolgen.

2. Für Neubauten sind zusätzlich Namen und Adressen anzugeben.

3. Für von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen nach Artikel 96 Absatz 2 sind

zusätzlich: a. Namen und Adressen anzugeben; und b. die Emissionen des Referenzszenarios in tCO2eq für jedes Unternehmen auszuweisen.

4. Die Emissionen nach Ziffer 3 Buchstabe b sind wie folgt zu berechnen:

REUnternehmen,neu,m,y = WUnternehmen,neu,m,y * EFWV dabei bedeuten: WUnternehmen,neu,m,y Wärmelieferung des neuen Wärmeverbundes an das von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen m im Jahr y [MWh]. EFWV Pauschaler Emissionsfaktor des Wärmeverbundes = 0,22 tCO2eq/MWh.

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CO2-Verordnung AS 2018

REUnternehmen,bestehend,n,y = WUnternehmen,bestehend,n,y * EF * RFy*1/(1-WVN)) dabei bedeuten: WUnternehmen,bestehend,n,y Wärmelieferung des bestehenden Wärmeverbundes an das von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen n im Jahr y [MWh]. RFy Referenzfaktor des Jahres y; dieser beträgt 100 %, wenn das Jahr y innerhalb der ersten 20 Jahre seit der Installation des alten Kessels liegt, sonst beträgt er 70 %. WVN Wärmeverlust des Wärmenetzes als pauschaler Abzug von 10 %. EFbestehend Emissionsfaktor des Wärmeverbundes, abhängig von der Art des zu ersetzenden zentralen Heizkessels. Bei Ersatz eines Erdgaskessels beträgt der Emissionsfaktor des Wärmeverbundes EF1Gas / 90 %. Bei Ersatz eines Heizölkessels beträgt der Emissionsfaktor des Wärmeverbundes EF1Heizöl / 85 %. EF1Gas Emissionsfaktor von Erdgas nach Anhang 10 in tCO2eq/ MWh umgerechnet. Für die Umrechnung der Einheit tCO2eq/MJ in tCO2eq/MWh ist der Faktor 0.0036 TJ zu verwenden. EF1Heizöl Emissionsfaktor von Heizöl; dieser beträgt 2,65 tCO2eq/MWh. EFStrom Emissionsfaktor von elektrischem Strom; dieser beträgt 29,8 * 10-6 tCO2eq/kWh.

4.2 Bei Bezügern gemessene Wärmemenge

Bei der Messung der gelieferten Wärme (Wneu,1,y) (Wbestehend,l,y) an neue und beste- hende Bezüger sind die folgenden Anforderungen zu beachten: a. es ist die gelieferte Wärme an den Bezüger l im Jahr y zu messen; b. als Datenquelle muss ein Wärmemengenzähler verwendet werden; c. die Messung hat in Megawattstunden (MWh) zu erfolgen; d. die Messung hat kontinuierlich zu erfolgen; e. die Qualitätssicherung hat nach den Anforderungen der Messmittelverord- nung vom 15. Februar 20064 (MessMV) und den entsprechenden Aus- führungsvorschriften des Eidgenössischen Justiz- und Polizeidepartements (EJPD) zu erfolgen; und

4 SR 941.210

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CO2-Verordnung AS 2018

f. als Messort ist die Übergabestelle des Wärmeverbundes zum Bezüger zu verwenden.

4.3 Alter des ersetzten Kessels

Zur Bestimmung des Referenzfaktors ist das Herstellerjahr oder das Installationsjahr des ersetzten oder ergänzten fossil betriebenen Kessels zu berücksichtigen.

4.4 Heizölmenge

Bei der Messung der Heizölmenge (MHeizöl,y) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten: a. Es ist die Menge an verbranntem Heizöl zum Betrieb der Heizzentrale im Jahr y zu messen. b. Als Datenquelle muss ein Heizölzähler oder eine Heizöllagerbilanz verwen- det werden. c. Die Messung hat in Litern (l) zu erfolgen. d. Die Messung hat entweder pro Monitoringperiode oder, wenn diese über ein Kalenderjahr hinaus geht, pro Kalenderjahr zu erfolgen. e. Die Qualitätssicherung erfolgt durch Kalibrierung des Heizölzählers, an- sonsten muss eine Plausibilisierung über alternative Datenquellen erfolgen.

4.5 Gasmenge

Bei der Messung der Gasmenge (MGas,y) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten: a. Es ist die gemessene Menge an verbranntem Gas zum Betrieb der Heizzent- rale im Jahr y zu messen. b. Als Datenquelle muss ein Gaszähler verwendet werden. c. Die Messung hat in Normkubikmetern (Nm3) zu erfolgen. d. Die Messung hat kontinuierlich zu erfolgen. e. Die Qualitätssicherung hat nach den Anforderungen der MessMV und den entsprechenden Ausführungsvorschriften des EJPD zu erfolgen.

4.6 Elektrische Energie

Bei der Messung von elektrischer Energie (Mel,y) sind alle der folgenden Anforde- rungen zu beachten: a. Es ist die gemessene Menge an elektrischer Energie zum Betrieb von Wär- mepumpen in der Heizzentrale im Jahr y zu messen.

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CO2-Verordnung AS 2018

b. Als Datenquelle muss ein Elektrizitätszähler verwendet werden. c. Die Messung hat in Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) zu erfolgen. d. Die Messung hat kontinuierlich zu erfolgen. e) Die Qualitätssicherung hat nach den Vorgaben der MessMV und den ent- sprechenden Ausführungsvorschriften des EJPD zu erfolgen.

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CO2-Verordnung AS 2018

Anhang 3b (Art. 6 Abs. 2bis)

Anforderungen an die Berechnung der Emissionsverminderungen und das Monitoringkonzept für Deponiegasprojekte- und -programme

1 Geltungsbereich

Die Anforderungen dieses Anhangs gelten für Deponiegasprojekte und -programme, wenn: a. diese Deponien oder Altablagerungen umfassen, die ohne die geplante Schwachgasbehandlung Methanemissionen verursachen und die über einen ausreichend hohen Anteil an organischen Abfällen verfügen; b. die geplante Schwachgasbehandlung nicht bereits gesetzlich oder per Verfü- gung vorgeschrieben ist; und c. die geplante Schwachgasbehandlung mindestens dem Stand der Technik entspricht und auf die derzeitige und zukünftige Deponiegaszusammenset- zung optimiert ist.

2 Begriffe

Im Sinne dieses Anhangs bedeuten: a. Abfackelungseffizienz (AE): Anteil an Methan der bei der Abfackelung ef- fektiv verbrannt wird oder generell bei Verfahren zur Gasbehandlung oxi- diert wird; b. Aerober Abbau: Mikrobieller Abbau organischer Substanz unter aeroben Bedingungen; c. Anaerober Abbau: Mikrobieller Abbau organischer Substanz unter anaero- ben Bedingungen; d. Deponien: Abfallanlagen, in denen Abfälle kontrolliert abgelagert werden; e. Deponiegas: durch die biologische Umsetzung von in Deponien enthaltenen organischen Substanzen gebildetes Gas; f. Intermittierender Fackelbetrieb: nur zeitweises Verbrennen von Deponiegas aufgrund eines zu niedrigen Methangehaltes; g. Oxidationsfaktor (OX): Anteil an Methan im Deponiegas, der in der Grenz- schicht vor dem Austritt in die Atmosphäre oxidiert wird; h. Saugeffizienz (SE): Anteil des mit einer Entgasungsanlage erfassten Depo- niegases; i. Schwachgasbehandlung: Anlage zur Oxidation von Deponiegas mit Me- thankonzentration von weniger als 25 Vol.-%. Die Oxidation kann in einer Fackel oder einer anderen technischen Vorrichtung stattfinden;

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CO2-Verordnung AS 2018

j. bestehende Entgasungsanlagen: Erfassungssysteme für Deponiegas, welche zur Speisung der Schwachgasbehandlung genutzt werden sollen und bereits vor Beginn der Umsetzung nach Artikel 5 Absatz 2 existierten; k. neue Entgasungsanlagen: Erfassungssysteme für bisher nicht erfasstes De- poniegas, welche zur Speisung der Schwachgasbehandlung genutzt werden sollen und nach Beginn der Umsetzung nach Artikel 5 Absatz 2 erstellt wer- den.

3 Anforderungen an die Berechnung

der Emissionsverminderungen

3.1 Systemgrenzen

1. Die Systemgrenzen des Projektes oder Programmes müssen die Deponie und die

fossilen Emissionen der Schwachgasbehandlung umfassen.

2. Die Zulieferwege des deponierten Guts müssen ausserhalb der Systemgrenze

liegen.

3.2 Festlegen eines Oxidationsfaktors

Für die Festlegung des Werts für den in den Berechnungen der Emissionsvermin- derungen notwendige Paramater Oxidationsfaktor (OX) ist der folgende Entschei- dungsbaum zu verwenden:

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3.3 Ex-ante Berechnung der Emissionsverminderungen

Die Emissionsverminderungen können ex-ante aufgrund von Messdaten der vorher- gegangenen ein bis drei Jahre ermittelt oder gemäss nachfolgender Formel berechnet werden: ERex-ante,y,Fackel = (AE – OX) * SE * FODCH4,y * GWPeff,CH4 – PEy (1) dabei bedeuten: ERex-ante,y,Fackel Abgeschätzte Emissionsverminderungen bei einer Schwachgasbe- handlung im Jahr y (tCO2eq). GWPeff,CH4 Effektives Treibhausgaspotenzial von Methan (22.25 tCO2eq / t CH4). AE Abfackelungseffizienz. OX Oxidationsfaktor. SE Saugeffizienz. FODCH4,y Die mit einer «First Order Decay» Formel berechnete Methan- menge, die in der Deponie im Jahr y erzeugt wird (t CH4); s. For- mel (2). PEy Projektemissionen aus dem Jahr y

FODCH4,y = (16/12) * F * DOCf * ∑x ∑j Aj,x * DOCj * Exp(-kj(y-x)) * (1 – Exp(-kj)) (2) dabei bedeuten: y Jahr, für welches die Methanemissionen berechnet werden. x Jahr, in dem die Deponie mit einer gewissen Abfallmenge Aj,x der Kategorie j befüllt wurde, läuft von EJ bis y. 16/12 Quotient Molekulargewicht CH4 zu C. F = 0.5; Anteil an Methan im Methan/Kohlendioxid-Gemisch im Deponiegas. DOCf Anteil des biologisch abbaubaren Kohlenstoffes, der unter anaero- ben Bedingungen abgebaut wird (Massen-%). Aj,x Abfallmenge der Abfallkategorie j, die im Jahr x deponiert wurde (t Abfall). EJ Eröffnungsjahr der Deponie, das erste Jahr in dem Abfall eingela- gert wurde. j Abfallkategorie. DOCj Anteil des abbaubaren organischen Kohlenstoffes der jeweiligen Abfallkategorie (t C / t Abfall). kj Abbaukonstante der jeweiligen Abfallkategorie j (1/Jahr).

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CO2-Verordnung AS 2018

3.4 Ex-post Berechnung der Emissionsverminderungen

Für neue und bestehende Entgasungsanlagen ist die Methanreduktion ex-post wie folgt zu berechnen: ERex-post,y,Fackel = (AE – OX) * GWPeffCH4 * VDG,y * cCH4 * DCH4 – PEy (3) dabei bedeuten: ERex-post,y,Fackel Anrechenbare Emissionsverminderungen, ex-post bestimmt mit Hilfe der gemessenen Emissionen während der Schwachgasbe- handlung im Jahr y (tCO2eq). AE Abfackelungseffizienz. OX Oxidationsfaktor. GWPeff,CH4 Effektives Treibhausgaspotenzial von Methan (22.25 tCO2eq/ tCH4). VDG,y Volumenstrom an Deponiegas, der am Eingang der Schwachgas- behandlung gemessen wird im Jahr y (Nm3); dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4 ersetzt. cCH4 Methangehalt im Deponiegas (Volumen-%); dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4 ersetzt. DCH4 Methandichte bei Standardbedingungen (0.0007202 tCH4/Nm3). PEy Projektemissionen im Jahr y.

3.5 Berechnung der Projektemissionen

Die Projektemissionen aus dem Betrieb der Schwachgasbehandlung sind wie folgt aus den eingesetzten Energieträgern zu berechnen: PEy = EFGas * MGas,y (4) dabei bedeuten: EFGas Emissionsfaktor des verwendeten Gases [tCO2eq/Nm3]; dieser Pa- rameter wird im Monitoring durch den Wert nach Ziffer 4 ersetzt. MGas,y Erwartete Menge an verbranntem Gas im Jahr y [Nm3]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4 ersetzt.

4 Anforderungen an das Monitoringkonzept

1. Für Projekte und Programme nach diesem Anhang sind im Monitoringbericht die

in Ziffer 4.1–4.6 aufgeführten Messwerte und Belege beizulegen.

2. Die Berechnung der Emissionsverminderungen muss anhand der Messwerte

belegt werden.

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CO2-Verordnung AS 2018

4.1 Abfackelungseffizienz

Im Monitoringbericht ist der Wert der Abfackelungseffizienz (AE) wie folgt festzu- legen: a. Es ist der Methananteil festzuhalten, der bei der Abfackelung effektiv ver- brannt wird oder generell bei Verfahren zur Gasbehandlung oxidiert wird. b. Es gilt die folgende Vorgehensweise zu beachten:

1. Als Pauschalwert ist ein Wert von 90 % für die Verbrennungseffizienz

einer geschlossenen Fackel zu verwenden.

2. Gesuchsteller können auch die Herstellerangaben verwenden, falls

nachgewiesen werden kann, dass diese eingehalten werden.

3. Gesuchsteller können eigene Messungen vornehmen.

c. Die Festlegung der Abfackelungseffizienz muss als Anteil (%) erfolgen. d. Die Festlegung hat jährlich zu erfolgen.

4.2 Volumenstrom des Deponiegases

Bei der Bestimmung des Volumenstroms (VDG,y) sind alle der folgenden Anforde- rungen zu beachten: a. Es ist der Volumenstrom des Deponiegases zu bestimmen. b. Als Datenquelle Messgeräte zur Bestimmung des Volumenstroms verwendet werden. c. Die Bestimmung hat in Normkubikmeter (Nm3) zu erfolgen. d. Die Bestimmung hat kontinuierlich zu erfolgen. e. Die Art und das Intervall der Kalibrierung der Messgeräte müssen im ersten Monitoringbericht festgelegt werden.

4.3 Methangehalt des Deponiegases

Bei der Messung des Methangehalts (cCH4) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten: a. Es ist der Methangehalt im Deponiegas zu messen. b. Als Datenquelle muss ein Methan-Messsensor verwendet werden. c. Die Messung muss in Volumenprozent (Vol-%) erfolgen. d. Die Messung muss kontinuierlich erfolgen. e. Die Art und die Dauer der Kalibrierung des Messgeräts müssen im ersten Monitoringbericht festgelegt werden.

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CO2-Verordnung AS 2018

4.4 Neu installierte Entgasungsanlagen

Es ist nachvollziehbar darzulegen, wie das Erfassungssystem verändert wurde und welche Entgasungsanlagen nach Ziffer 2 Buchstabe k als neue Entgasungsanlagen gelten.

4.5 Emissionsfaktor Gas

Bei der Festlegung des Emissionsfaktors des verwendeten Gases (EF Gas) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten: a. Als Datenquelle muss das Schweizer Treibhausgasinventar oder eine ver- gleichbare Publikation verwendet werden. Für Flüssiggas (Butan, Propan) muss Anhang 10 verwendet werden. b. Die Festlegung muss in Tonnen Kohlendioxidäquivalent pro Normkubikme- ter (tCO2eq/Nm3) oder bei Flüssiggas (Butan, Propan) in Tonnen Kohlen- dioxidäqiovalent pro Tonne (tCO2eq/t) erfolgen.

4.6 Gasmenge

Bei der Bestimmung der Gasmenge (MGas,y) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten: a. Es ist die Menge an für die Schwachgasbehandlung verbranntem Gas im Jahr y zu bestimmen. b. Als Datenquelle müssen Messgeräte zur Bestimmung des Volumenstroms oder der Lieferungsbelege von Gasflaschen verwendet werden. c. Die Messung hat in Normkubikmetern (Nm3) oder durch Angabe der gelie- ferten Anzahl Gasflaschen, sowie deren Inhalt (l) zu erfolgen. d. Die Messung hat kontinuierlich oder bei jeder Lieferung neuer Gasflaschen zu erfolgen. e. Die Qualitätssicherung hat gemäss Herstellerangaben zu erfolgen.

3492

CO2-Verordnung AS 2018

Anhang 11 (Art. 94 Abs. 2)

Tarif der CO2-Abgabe auf Brennstoffen:

96 Franken pro Tonne CO2

Zolltarifnummer5 Warenbezeichnung Abgabesatz Fr.

je 1000 kg

2701. Steinkohle; Briketts und ähnliche feste Brennstoffe

aus Steinkohle: – Steinkohle, auch in Pulverform, aber nicht agglomeriert:

1100 – – Anthrazit 226.60

1200 – – bituminöse Steinkohle 226.60

1900 – – andere Steinkohle 226.60

2000 – Briketts und ähnliche feste Brennstoffe aus Steinkohle 226.60

2702. Braunkohle, auch agglomeriert, ausgenommen Jett:

1000 – Braunkohle, auch in Pulverform, aber nicht agglomeriert 217.90

2000 – Braunkohle, agglomeriert 217.90

2704. 0000 Koks und Schwelkoks, aus Steinkohle, Braunkohle oder Torf, 272.60

auch agglomeriert; Retortenkohle je 1000 l bei 15 °C

2710. Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien, andere als rohe

Öle; anderweit weder genannte noch inbegriffene Zuberei- tungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden; Ölabfälle: – Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien (andere als rohe Öle) und anderweit weder genannte noch inbegriffene Zubereitungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden, andere als solche die Biodiesel enthalten und andere als Ölabfälle: – – Leichtöle und Zubereitungen: – – – zu andern Zwecken:

1291 – – – – Benzin und seine Fraktionen 222.70

1292 – – – – White Spirit 222.70

1299 – – – – andere 222.70

– – andere: – – – zu andern Zwecken:

1991 – – – – Petroleum 241.00

1992 – – – – Heizöle zu Feuerungszwecken:

– – – – – extraleicht 254.40 je 1000 kg – – – – – mittel und schwer 304.30

5 SR 632.10 Anhang

3493

CO2-Verordnung AS 2018

Zolltarifnummer Warenbezeichnung Abgabesatz Fr.

1999 – – – – andere Destillate und Produkte:

je 1000 l bei 15 °C – – – – – Gasöl 254.40 je 1000 kg – – – – – andere 304.30 je 1000 l bei 15 °C – Erdöle oder Öle aus bituminösen Mineralien (andere als rohe Öle) und anderweit weder genannte noch inbegriffene Zubereitungen mit einem Gewichtsanteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von 70 % oder mehr, in denen diese Öle den wesentlichen Bestandteil bilden, Bio- diesel enthaltend, andere als Ölabfälle:

2090 – – zu andern Zwecken (nur fossiler Anteil) 254.40

2711. Erdgas und andere gasförmige Kohlenwasserstoffe:

– verflüssigt: – – Erdgas:

1190 – – – anderes 115.20

– – Propan:

1290 – – – anderes 145.90

– – Butane:

1390 – – – andere 169.00

– – Ethylen, Propylen, Butylen und Butadien:

1490 – – – andere 187.20

– – andere:

1990 – – – andere 187.20

je 1000 kg – in gasförmigem Zustand: – – Erdgas:

2190 – – – anderes 255.40

– – andere:

2990 – – – andere 268.80

2713. Petrolkoks, Bitumen aus Erdöl und andere Rückstände aus

Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien: – Petrolkoks:

1100 – – nicht calciniert 279.40

1200 – – calciniert 279.40

je 1000 l bei 15 °C

2905. Acyclische Alkohole und ihre Halogen-, Sulfo-, Nitro- oder

Nitrosoderivate: – gesättigte einwertige Alkohole: – – Methanol (Methylalkohol):

1190 – – – anderer (nur fossiler Anteil) 104.60

3826. Biodiesel und seine Mischungen, keine Erdöle oder Öle aus

bituminösen Mineralien enthaltend oder mit einem Gewichts- anteil an Erdölen oder Ölen aus bituminösen Mineralien von weniger als 70 %:

0090 – andere (nur fossiler Anteil) 254.40

… Brennstoffe aus anderen fossilen Ausgangsstoffen 222.70

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CO2-Verordnung AS 2018

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