Funtauna

Mida: Verordnung über die Reduktion der CO2-Emissionen (SR 641.711)

AS 2018 3477

Schweizerische Eidgenossenschaft
Confédération suisse
Confederazione Svizzera
Confederaziun svizra
Verordnung
über die Reduktion der CO2-Emissionen
(CO;-Verordnung)

Änderung vom 21. September 2018

Der Schweizerische Bundesrat,

verordnet:

I

Die CO>-Verordnung vom 30. November 2012! wird wie folgt geändert:

Art. 6 Abs. 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

Art. 7 Abs. 3

Das BAFU macht Vorgaben für die Form der Projekt- oder Programmbeschreibung.

Art. 9 Abs. 5 und 6

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 auszuweisen.

Das BAFU macht Vorgaben für die Form des Monitoringberichts.

Art. 11 Abs. 4 Einleitungssatz

4Nach einer erneuten Validierung beträgt die Kreditierungsperiode ab dem Zeitpunkt des Eintritts der wesentlichen Änderung:

Art. 91 Abs. 1

! Die kompensationspflichtige Person erfüllt ihre Kompensationspflicht jeweils bis zum1. Oktober des Folgejahres.

Art. 102 Abs. 2

Pro Gesuch wird eine Gebiihr von 5 Prozent des Riickerstattungsbetrags, mindestens aber 50 und höchstens 500 Franken, verrechnet.

Art 135 Bst. bbis und beer

Das UVEK passt an: bbis, Anhang 3a: an die technische und wirtschaftliche Entwicklung; bter, Anhang 35: an die technische und wirtschaftliche Entwicklung;

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

Anhang 11 erhält die neue Fassung gemäss Beilage.

II

Diese Verordnung tritt am1. November 2018 in Kraft.

21. September 2018 Im Namen des Schweizerischen Bundesrates

Der Bundespräsident: Alain Berset

Der Bundeskanzler: Walter Thurnherr

Anhang 3a

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

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;

den Ersatz eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Warmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO2-neutrale Wärmequellen;

die Ergänzung eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO2-neutrale Wärmequellen;

den Bau eines neuen Wärmenetzes, welches auch den Ersatz eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO>- neutrale Wärmequellen vorsieht; oder den Bau eines neuen Wärmenetzes, welches auch die Ergänzung eines zentralen, fossil betriebenen Kessels in einem bestehenden Wärmenetz mit ausschliesslich fossilen Wärmequellen durch eine oder mehrere mehrheitlich CO>-neutrale Wärmequellen vorsieht.

Begriffe Im Sinne dieses Anhangs bedeuten:

a.

Wärmeverbund: Netz zur Verteilung von Wärme mit zentralen Quellen und dezentralen Bezügern (Wärmebezügern);

Bestehende Bezüger: Wärmebezüger, welche bereits vor Beginn der Umsetzung nach Artikel 5 Absatz 2 an einen bestehenden Wärmeverbund angeschlossen sind;

Neubauten: Gebäude, die zum Zeitpunkt des Anschlusses an den Wärmeverbund erstellt werden und keine bestehenden Bezüger sind.

Anforderungen an die Berechnung der Emissionsverminderungen 3.1 Messtechnische Anforderungen Projekte und Programme müssen insbesondere alle folgenden messtechnischen Anforderungen 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 Unternehmen nach Artikel 96 Absatz 2 separat ausgewiesen werden müssen.

3.2 Systemgrenzen Die Systemgrenzen des Projektes oder Programmes müssen die Heizzentrale, das Warmenetz 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 plausible 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 Emissionen des Referenzszenarios im Jahr y [tCO2eq].

REneu,y Emissionen des Referenzszenarios von neuen Bezügern im Jahr y [tCOz2eq], s. Gleichung (2) REbestehendy Emissionen des Referenzszenarios von bestehenden Bezügern im Jahr y [tCO2eq] s. Gleichung (3) FKev Abschlagfaktor kostendeckende Einspeisevergiitung (KEV); dieser Parameter ist gleich1 zu setzen.

Wird mit der Wärmequelle des Wärmeverbundes Elektrizität produziert und wird diese durch die kostendeckende Einspeisevergütung vergütet, ist der einzusetzende Parameter wie folgt zu bestimmen:

1. für KEV-Projekte vor dem1. Januar 2018 ist nach Anhang 1.5 der Energieverordnung vom 7. Dezember 1998 (EnV)? die Mindestanforderung für die Wärmenutzung ins Verhältnis zur gesamten Wärmenutzung der Anlage zu setzen; oder 2. für KEV-Projekte ab dem1. Januar 2018 ist nach Anhang 1.5 der Verordnung über die Förderung der Produktion von Elektrizität aus erneuerbaren Energien vom1. November 2017 (EnFV)3 die Mindestanforderung für die Wärmenutzung ins Verhältnis zur gesamten Wärmenutzung der Anlage zu setzen.

Die einzelnen Terme sind wie folgt zu berechnen: REnewy = Li Wneuiy * EF wv (2) Waeui.y Erwartete Wärmelieferung an neue Bezüger des Wärmenetzes im Jahr y [MWh]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.2 ersetzt.

i Alle neuen Bezüger ohne Neubauten und von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen nach Artikel 96 Absatz 2.

EFwv Pauschaler Emissionsfaktor des Wärmeverbundes = 0,22 RE pestenendy = Lk Woestehend,ky* EF * RFy*1/(1-WVN)) (3) 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 betragt er 70 %.

WVN Pauschaler Abzug fiir Warmeverluste des Warmenetzes von 10 %.

EF pestehend Emissionsfaktor des Wärmeverbundes, abhängig von der Art des zu ersetzenden zentralen Heizkessels.

EF | Heizöl EF strom Bei Ersatz eines Erdgaskessels betragt der Emissionsfaktor des Warmeverbundes EF | Gas / 90 %.

Bei Ersatz eines Heizölkessels beträgt der Emissionsfaktor des Warmeverbundes EF1 peiza1 / 85 %.

Emissionsfaktor von Erdgas nach Anhang 10 in tCO2eq/MWh umgerechnet. Für die Umrechnung der Einheit tCO2eq/TJ in tCO2eq/MWh ist der Faktor 0.0036 TJ/MWh zu verwenden.

Emissionsfaktor von Heizöl; dieser beträgt2,65 tCO2eq/MWh.

Emissionsfaktor von elektrischem Strom; dieser beträgt 29,8 * 10-6 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 = EF 2ueizét * MHeizöl,y + EF2Gas * MGas,y + EFei * Meiy (4) PEy Muteizély MGas.y Mey Erwartete Projektemissionen des Projektes oder des Vorhabens des Programmes im Jahr y [tCOzeq] Erwartete Menge an verbranntem Heizöl zum Betrieb der Heizzentrale im Jahr y [I]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.4 ersetzt.

Erwartete Menge an verbranntem Gas zum Betrieb der Heizzentrale im Jahr y [Nm3]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.5 ersetzt.

Erwartete Menge an elektrischer Energie zum Betrieb von Wärmepumpen in der Heizzentrale im Jahr y [kWh]; dieser Parameter wird im Monitoring durch den gemessenen Wert nach Ziffer 4.6 ersetzt.

Emissionsfaktor Erdgas nach Anhang 10 in tCOzeq/Nm3 oder in tCO2eq/MWh umgerechnet je nachdem welche Einheit für MGas verwendet wird. Für die Umrechnung der Einheit tCO2/TJ in die Einheit Emissionsfaktor Heizöl; dieser beträgt2,65 tCO2eq/10001.

3.6 Berechnung der Emissionsverminderungen Die jährlichen Emissionsverminderungen sind für Projekte oder Vorhaben von Programmen wie folgt zu berechnen:

ERy Emissionsverminderungen im Jahr y [tCOzeq].

REy Emissionen des Referenzszenarios im Jahr y [tCO2eq].

PEy Projektemissionen des Warmeverbundes im Jahr y [tCOzeq].

Anforderungen an das Monitoringkonzept 1. Fiir Projekte und Programme nach diesem Anhang sind im Monitoringbericht die in Ziffer 4.1-4.6 aufgeführten Messwerte, Belege und Anforderungen zu berücksichtigen.

2. Die Berechnung der Emissionsverminderungen muss anhand der Messwerte bestimmt werden.

4.1 Wéarmebeziigerliste mit belegten Wärmelieferungen 1. Dem Monitoringbericht ist eine Liste aller Wärmebezüger mit der in der Monitoringperiode 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 tCOzeq für jedes Unternehmen auszuweisen. 4. Die Emissionen nach Ziffer 3 Buchstabe b sind wie folgt zu berechnen:

RE nternehmen,neumy = WuUnternehmen,neu,m,y * EF wv Wunternehmen,neu,m.y Warmelieferung des neuen Wärmeverbundes an das von der CO2-Abgabe befreite Unternehmen m im Jahr y [MWh].

EFwv Pauschaler Emissionsfaktor des Wärmeverbundes = 0,22 RE unternehmen,bestehend.n,y = WUnternehmen,bestehend,n,y * EF * RFy*1/(1-WVN)) WüUnternehmen,bestehend,n,y Wärmelieferung des bestehenden Wärmeverbundes an das von der CO>»-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 betragt er 70 %.

WVN Warmeverlust des Warmenetzes als pauschaler Abzug von 10%. EF pestehend Emissionsfaktor des Wärmeverbundes, abhängig von der Art des zu ersetzenden zentralen Heizkessels.

Bei Ersatz eines Erdgaskessels betragt der Emissionsfaktor des Warmeverbundes EF 1Gas / 90 %.

Bei Ersatz eines Heizölkessels beträgt der Emissionsfaktor EF] Gas Emissionsfaktor von Erdgas nach Anhang 10 in tCOzeq/ MWh umgerechnet. Für die Umrechnung der Einheit tCOzeq/MJ in tCOzeq/MWh ist der Faktor 0.0036 TJ zu verwenden.

EF1Heizöl Emissionsfaktor von Heizöl; dieser beträgt2,65 EF strom Emissionsfaktor von elektrischem Strom; dieser beträgt 29,8 * 10-6 tCOzeq/k Wh.

4.2 Bei Beziigern gemessene Wärmemenge Bei der Messung der gelieferten Wärme (Wneu,1,y) (Wbestehend,.y) an neue und bestehende Bezüger sind die folgenden Anforderungen zu beachten:

a. es ist die gelieferte Wärme an den Bezüger / 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 Messmittelverordnung vom 15. Februar 20064 (MessMV) und den entsprechenden Ausführungsvorschriften des Eidgenössischen Justiz- und Polizeidepartements (EJPD) zu erfolgen; und

f. als Messort ist die Ubergabestelle 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.

Bei der Messung der Heizölmenge (Mpeizöı,y) sind alle der folgenden Anforderungen

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 verwendet werden.

Die Messung hat in Litern (1) 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, ansonsten 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 Heizzentrale im Jahr y zu messen.

Als Datenquelle muss ein Gaszähler verwendet werden. Die Messung hat in Normkubikmetern (Nm3 zu erfolgen.

Die Messung hat kontinuierlich zu erfolgen.

ser 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 (Meı,,) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten:

a. Es ist die gemessene Menge an elektrischer Energie zum Betrieb von Wärmepumpen in der Heizzentrale im Jahr y zu messen.

e) Als Datenquelle muss ein Elektrizitätszähler verwendet werden.

Die Messung hat in Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) zu erfolgen.

Die Messung hat kontinuierlich zu erfolgen.

Die Qualitätssicherung hat nach den Vorgaben der MessMV und den entsprechenden Ausführungsvorschriften des EJPD zu erfolgen.

Anhang 3b

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 Verfügung vorgeschrieben ist; und

c. die geplante Schwachgasbehandlung mindestens dem Stand der Technik entspricht und auf die derzeitige und zukünftige Deponiegaszusammensetzung optimiert ist.

2 Begriffe

Im Sinne dieses Anhangs bedeuten:

a. Abfackelungseffizienz (AE): Anteil an Methan der bei der Abfackelung effektiv verbrannt wird oder generell bei Verfahren zur Gasbehandlung oxidiert wird;

b. Aerober Abbau: Mikrobieller Abbau organischer Substanz unter aeroben Bedingungen;

ce. Anaerober Abbau: Mikrobieller Abbau organischer Substanz unter anaeroben 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 Grenzschicht vor dem Austritt in die Atmosphäre oxidiert wird;

  1. Saugeffizienz (SE): Anteil des mit einer Entgasungsanlage erfassten Deponiegases;

  2. Schwachgasbehandlung: Anlage zur Oxidation von Deponiegas mit Methankonzentration von weniger als 25 Vol.-%. Die Oxidation kann in einer Fackel oder einer anderen technischen Vorrichtung stattfinden;

3.1 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;

neue Entgasungsanlagen: Erfassungssysteme für bisher nicht erfasstes Deponiegas, welche zur Speisung der Schwachgasbehandlung genutzt werden sollen und nach Beginn der Umsetzung nach Artikel 5 Absatz 2 erstellt werden.

Anforderungen an die Berechnung der Emissionsverminderungen 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 Emissionsverminderungen notwendige Paramater Oxidationsfaktor (OX) ist der folgende Entscheidungsbaum zu verwenden:

Erfüllt das Projekt die Anforderungen gemäss Geltungsbereich?

nein | Kein Kompensationsprojekt gemäss CO,-Verordnung möglich Wird bisher belüftet?

Kann plausibilisiert werden, dass in Zukunft auch ohne Projekt belaftet werden würde, weil dies vorgeschrieben oder notwendig ist?

OX = 0.5 für die Menge an Methan (t/a) die aus neu installierter Belüftung stammt bestehender Belüftung stammt 3.3 _Ex-ante Berechnung der Emissionsverminderungen Die Emissionsverminderungen können ex-ante aufgrund von Messdaten der vorhergegangenen ein bis drei Jahre ermittelt oder gemäss nachfolgender Formel berechnet werden:

ERex-ante.y,Fackel Abgeschätzte Emissionsverminderungen bei einer Schwachgasbehandlung im Jahr y (tCO2eq).

GWPess.cHa Effektives Treibhausgaspotenzial von Methan (22.25 tCOzeq / t CHa).

AE Abfackelungseffizienz.

Ox Oxidationsfaktor.

SE Saugeffizienz.

FODcna,y Die mit einer «First Order Decay» Formel berechnete Methanmenge, die in der Deponie im Jahr y erzeugt wird (t CHa); s. Formel (2).

PEy Projektemissionen aus dem Jahr y Exp(-ky(y-x)) * (1 — ExpChy) Q) y Jahr, fiir 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 CHy zu C.

F = 0.5; Anteil an Methan im Methan/Kohlendioxid-Gemisch im Deponiegas.

DOC Anteil des biologisch abbaubaren Kohlenstoffes, der unter anaeroben Bedingungen abgebaut wird (Massen-%).

Ajx Abfallmenge der Abfallkategorie j, die im Jahr x deponiert wurde (t Abfall).

EJ Eröffnungsjahr der Deponie, das erste Jahr in dem Abfall eingelagert wurde.

j Abfallkategorie.

DOG Anteil des abbaubaren organischen Kohlenstoffes der jeweiligen Abfallkategorie (t C / t Abfall).

kj Abbaukonstante der jeweiligen Abfallkategorie j (1/Jahr).

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 Anrechenbare Emissionsverminderungen, ex-post bestimmt mit Hilfe der gemessenen Emissionen wahrend der Schwachgasbehandlung im Jahr y (tCO2eq).

AE Abfackelungseffizienz.

Ox Oxidationsfaktor.

GWPess.cHa Effektives Treibhausgaspotenzial von Methan (22.25 tCO2eq/ VoGy Volumenstrom an Deponiegas, der am Eingang der Schwachgasbehandlung 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. Dena Methandichte bei Standardbedingungen (0.0007202 tCH4/Nm}). 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 = EF Gas * MGas,y ® EFGas Emissionsfaktor des verwendeten Gases [tCO2eq/Nm3]; dieser Parameter 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.

Anforderungen an das Monitoringkonzept 1. Fiir 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.

4.1 Abfackelungseffizienz Im Monitoringbericht ist der Wert der Abfackelungseffizienz (AE) wie folgt festzulegen:

a.

4.2 Es ist der Methananteil festzuhalten, der bei der Abfackelung effektiv verbrannt wird oder generell bei Verfahren zur Gasbehandlung oxidiert wird. 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. Die Festlegung der Abfackelungseffizienz muss als Anteil (%) erfolgen. Die Festlegung hat jährlich zu erfolgen.

Volumenstrom des Deponiegases Bei der Bestimmung des Volumenstroms (Vpc,y) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten:

4.3 Es ist der Volumenstrom des Deponiegases zu bestimmen.

Als Datenquelle Messgeräte zur Bestimmung des Volumenstroms verwendet werden.

Die Bestimmung hat in Normkubikmeter (Nm3 zu erfolgen. Die Bestimmung hat kontinuierlich zu erfolgen.

Die Art und das Intervall der Kalibrierung der Messgeräte müssen im ersten Monitoringbericht festgelegt werden.

Methangehalt des Deponiegases Bei der Messung des Methangehalts (ccna) sind alle der folgenden Anforderungen

a.

b

  2. e Es ist der Methangehalt im Deponiegas zu messen.

Als Datenquelle muss ein Methan-Messsensor verwendet werden. Die Messung muss in Volumenprozent (Vol-%) erfolgen.

Die Messung muss kontinuierlich erfolgen.

Die Art und die Dauer der Kalibrierung des Messgeräts müssen im ersten Monitoringbericht festgelegt werden.

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.

Bei der Festlegung des Emissionsfaktors des verwendeten Gases (EFGas) sind alle der folgenden Anforderungen zu beachten:

a. Als Datenquelle muss das Schweizer Treibhausgasinventar oder eine vergleichbare Publikation verwendet werden. Für Flüssiggas (Butan, Propan) muss Anhang 10 verwendet werden.

b. Die Festlegung muss in Tonnen Kohlendioxidäquivalent pro Normkubikmeter (tCOzeq/Nm3 oder bei Flüssiggas (Butan, Propan) in Tonnen Kohlendioxidägiovalent pro Tonne (tCO2eq/t) erfolgen.

4.6 Gasmenge Bei der Bestimmung der Gasmenge (MGas,y) sind alle der folgenden Anforderungen

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 gelieferten Anzahl Gasflaschen, sowie deren Inhalt (1) zu erfolgen.

d. Die Messung hat kontinuierlich oder bei jeder Lieferung neuer Gasflaschen zu erfolgen.

e. Die Qualitätssicherung hat gemäss Herstellerangaben zu erfolgen.

Anhang 11

(Art. 94 Abs. 2) Tarif der CO;-Abgabe auf Brennstoffen:

Franken pro Tonne CO;

Zolltarifnummer$ Warenbezeichnung Abgabesatz Fr.

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 bei 15 °C 2710. Erdöle oder Ole aus bituminösen Mineralien, andere als rohe Öle; 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; 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 — — zu andern Zwecken: 1991 — — — Petroleum 241.00 1992 — — — Heizöle zu Feuerungszwecken: ----- extraleicht 254.40 ----- mittel und schwer 304.30 COz-Verordnung Zolltarifnummer — Warenbezeichnung Abgabesatz Fr. 1999 — ——-— andere Destillate und Produkte: ----- Gasöl 254.40 = andere 304.30 — 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, Biodiesel enthaltend, andere als Ölabfälle: 2090 — — zu andern Zwecken (nur fossiler Anteil) 254.40 2711. Erdgas und andere gasformige Kohlenwasserstoffe: 1190 — — anderes 115.20 — Propan: 1290 — — anderes 145.90 — Butane: 1390 — — andere 169.00 — Ethylen, Propylen, Butylen und Butadien: 1490 — — andere 187.20 1990 — — — andere 187.20 — in gasférmigem Zustand: — Erdgas: 2190 — — anderes 255.40 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 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 Gewichtsanteil 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 COz-Verordnung Zur Ubereinstimmung der Seitenzahlen in allen Amtssprachen der AS bleibt diese Seite leer.