Forslag til RÅDETS DIREKTIV om beregningsmetoder og indberetningskrav i medfør af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/70/EF om kvaliteten af benzin og dieselolie /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */





BEGRUNDELSE 1. BAGGRUND FOR FORSLAGET Klima- og energipakken, som blev vedtaget af Rådet og Europa-Parlamentet den 22. april 2009, skal føre til 20 % mindskede drivhusgasemissionerne i 2020. Pakken omfattede en revision af direktiv 98/70/EF[1] om kvaliteten af benzin og dieselolie. Ifølge det reviderede direktiv skal leverandørerne[2] mindske vugge til grav-drivhusgasintensiteten af brændstof og anden (elektrisk) energi, der leveres til brug i vejkøretøjer og ikke-vejgående maskiner, med 6 % frem til udgangen af overholdelsesperioden i 2020. Dette mål vil også gøre det nemmere at nå medlemsstaternes ikke-ETS-mål. Den artikel, som indfører dette nye element, er direktivets artikel 7a, som i praksis indfører en "minimumsstandard for kulstoffattigt brændstof" i EU-lovgivningen. Direktivet pålægger også leverandørerne fra 2011 at indberette oplysninger om bl.a. drivhusgasintensiteten af brændstof, som de har leveret, til de myndigheder, der er udpeget af medlemsstaterne. Reduktionen på 6 % ventes nået gennem anvendelse af biobrændstoffer, elektricitet og en mindsket afbrænding (flaring) og udslip af gas på udvindingsstederne for fossile brændstoffer. Ifølge artikel 7a, stk. 5, skal Kommissionen vedtage de nødvendige foranstaltninger til gennemførelse af artikel 7a gennem forskriftsproceduren med kontrol. Følgelig er Kommissionen bemyndiget til at vedtage gennemførelsesforanstaltninger vedrørende mekanismen med henblik på at overvåge og nedbringe drivhusgasemissionerne. Kommissionen blev navnlig opfordret til at overveje forslag om: – en metode til beregning af vugge til grav-emissioner af drivhusgasser fra andre brændstoffer end biobrændstoffer og fra energi (elementer, som vedrører beregningen af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, findes allerede i direktivets bilag IV) – En metode til beregning af referencedrivhusgasintensiteten for fossilt brændstof til brug ved måling af, om målet nås – Beregning og verifikation af drivhusgasintensiteten af elektrisk energi, som anvendes i elektriske køretøjer – Eventuelle regler, som er nødvendige for at gennemføre kravet om, at to eller flere leverandører fra en eller flere medlemsstater kan indberette deres drivhusgasintensitet i fællesskab – Andre bestemmelser, der er nødvendige for gennemførelsen af artikel 7a. I nærværende udkast til direktiv behandles alle de fem elementer, der er nævnt i det foregående. Artikel 7a, stk. 1, i direktiv 98/70/EF fastlægger krav til leverandørers rapportering. Disse krav suppleres med harmoniserede definitioner for de indberettede data og krav til medlemsstaternes indberetning til Kommissionen om drivhusgaspræstationerne for brændstoffer, der forbruges i Unionen. Disse rapporteringskrav vil navnlig gøre det muligt at ajourføre den fossilbrændstofkomparator, der er beskrevet i bilag IV, afsnit C, nr. 19, i direktiv 98/70/EF og bilag V, afsnit C, nr. 19, i direktiv 2009/28/EF, og lette den indberetning, der kræves i medfør af artikel 8, stk. 3, og artikel 9, stk. 2, i direktiv 98/70/EF. 2. RESULTAT AF HØRINGER AF INTERESSEREDE PARTER OG KONSEKVENSANALYSER En offentlig høring[3] blev iværksat i juli 2009, som var fokuseret på de spørgsmål, der skulle behandles i udkastet til direktiv. I januar 2010 blev der afholdt et interessepartsmøde, hvori deltog repræsentanter for fossil- og biobrændstofindustrien, medlemsstater og ngo. I marts 2010 drøftede Kommissionens tjenestegrene et oplæg med medlemsstaterne med henblik på udarbejdelsen af et udkast til direktiv. Derudover har Kommissionen støttet sig til følgende arbejde ved formuleringen af det aktuelle forslag: – JEC's arbejde og dets "well to wheels"-undersøgelse[4] – Brandt-undersøgelsen om naturlig bitumen[5] – Brandt-undersøgelsen om olieskifer[6] – ICCT-undersøgelsen om andre råolier[7]. Dr. Brandts arbejde var genstand for en ekstern peer review-proces, og resultaterne heraf blev drøftet med interesseparterne ved et offentligt møde den 27. maj 2011[8]. ICCT's arbejde var også genstand for en peer review-proces, og resultaterne heraf blev drøftet med interesseparterne ved et offentligt møde den 20. februar 2014[9]. I 2013 efter resultatløse drøftelser med Udvalget om brændstofkvalitet om udkastet til direktiv[10] om harmonisering af beregningsmetoden for drivhusgasemissioner fra brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og elektricitet i vejkøretøjer udarbejdede Kommissionen en konsekvensanalyse for at evaluere alle foreslåede gennemførelsesmuligheder. Tilgangen, der ligger til grund for analysen, blev præsenteret ved to interessepartsworkshops, som blev afholdt den 20. december 2012 og den 15. april 2013[11]. Parallelt hermed forsøgte Kommissionen at fastslå, hvorvidt branchen ønskede, at der blev udarbejdet regler for leverandører, som kunne opfylde deres reduktionsmål i fællesskab. Til trods for flere forespørgsler herom har branchen ikke reageret. Kommissionen har derfor konkluderet, at der ikke er behov for specifikke regler aktuelt, bortset fra harmoniserede definitioner og en indberetningsmekanisme. 3. JURIDISKE ASPEKTER AF FORSLAGET De vigtigste træk i udkastet til direktiv for så vidt angår metoden til beregning af drivhusgasemissioner for brændstoffer og anden energi fra ikke-biologiske kilder er: – Brugen af en enkelt gennemsnitsstandardværdi til at repræsentere drivhusgasintensiteten pr. enhed for hver brændstoftype – Harmoniseret årlig indberetning fra leverandørerne til medlemsstaterne og fra medlemsstaterne til Kommissionen, som er nødvendig for at mindske drivhusgasemissionerne i Unionen og for at ajourføre beregningsmetoderne, så de er i overensstemmelse med den tekniske og videnskabelige udvikling. Tilblivelsen af den valgte beregningsmetode og indberetningskrav Det arbejde, som ligger til grund for konsekvensanalysen, fokuserede på at analysere nøjagtigheden af de evaluerede metoder til beregning af drivhusgasemissioner og de dermed forbundne overholdelsesomkostninger samt den administrative byrde, som leverandører og medlemsstater ville blive pålagt i forbindelse med overholdelsen af artikel 7a i direktiv 98/70/EF. Unøjagtig indberetning gør det svært at nå brændstofkvalitetsdirektivets mål for drivhusgasintensitet og medfører en uretfærdig byrdefordeling blandt brændstofleverandørerne. Beregningsmetodens nøjagtighed afhænger af den valgte metode og de tilgrundliggende datas nøjagtighed. Metoder, som bygger på en højere grad af differentiering af råbrændstoffer, giver mere nøjagtige resultater. Nøjagtigheden af de indberettede data er også tæt knyttet til oplysningerne om emissioner fra udvinding og behandling af råbrændstoffer ("opstrømsemissioner"). De data[12], der ligger til grund for værdierne i udkastet, som er drøftet med Udvalget for Brændstofkvalitet, bygger på frivillig indberetning fra sammenslutningen af olie- og gasproducenter, og afspejler mindre end halvdelen af den råolie, der raffineres i Unionen, og giver ikke nogen oplysninger om importerede produkter. De seneste undersøgelser og data om råbrændstoffer, der anvendes til fremstilling af 60 %[13] til 90 %7 af de fossile brændstoffer, der forbruges i Unionen, tyder på, at de gennemsnitlige vugge til grav-emissioner er ca. 5 % højere end de data, der blev fremlagt for Udvalget for Brændstofkvalitet i forbindelse med forslaget fra 2011. Det skyldes hovedsageligt fossile brændstoffers væsentligt højere og meget forskelligartede opstrømsemissioner. Der er meget store forskelle i opstrømsdrivhusgasintensiteten for konventionelle råbrændstoffer, og udnyttelsen af ukonventionelle kilder til olie har ofte højere drivhusgasintensiteter. Nøjagtigheden af indberettede emissioner vil derfor blive forbedret gennem indberetning af harmoniserede data. Beregningsmetodens nøjagtighed er nært forbundet med andelen af råbrændstoffer med høj intensitet, der anvendes ved fremstillingen af brændstoffet. Det er derfor nødvendigt at harmonisere indberetningen for så vidt angår brændstoffets oprindelse[14] og dets købssted[15]. En sådan indberetning skal dog være i overensstemmelse med den eksisterende EU-lovgivning om registrering af råolieimporter og leverancer i EU[16]. Ifølge analysen, som ligger til grund for nærværende forslag, ligger den samlede ekstraudgift pr. liter brændstof for alle de overvejede beregningsmetoder på mellem 0,03 eurocent og 0,04 eurocent. Den største forøgelse blev bemærket, hvor leverandørerne var forpligtet til at indberette drivhusgasværdier baseret på leverandørspecifikke emissioner eller gennemsnitlige EU-emissioner for hvert enkelt anvendt råbrændstof i modsætning til et EU-gennemsnit pr. brændstoftype for alle råbrændstoffer. Det tyder på, at den optimale løsning ikke bør kræve, at leverandører indberetter råbrændstofspecifikke drivhusgasværdier. Den foreslåede metode pålægger derfor leverandørerne at indberette en gennemsnitlig EU-drivhusgasemissionsintensitet for hvert enkelt brændstof. Ifølge artikel 7a, stk. 4, i direktiv 98/70/EF kan grupper af leverandører vælge at opfylde forpligtelsen til en 6 % reduktion i fællesskab, og artikel 7a, stk. 5, litra c), i direktiv 98/70/EF giver mulighed for at indføre "eventuelle regler, der er nødvendige" for at gennemføre dette. Det er derfor nødvendigt at harmonisere definitionerne af leverandøridentifikation, voluminet af brændstof eller energi, brændstof- eller energitypen samt købsstedet og oprindelse for markedsført brændstof eller energi med sigte på at lette brugen af en fælles indberetningsordning for leverandører fra flere medlemsstater, som er enige om fælles indberetning. For at undgå, at resultater medregnes to gange ved grænseoverskridende indberetning fra flere leverandører, er det desuden hensigtsmæssigt at harmonisere medlemsstaternes indberetning til Kommissionen, således at de relevante oplysninger, der vedrører hver leverandør i en gruppe på to eller flere leverandører fra en eller flere medlemsstater, kan stilles til rådighed for alle berørte medlemsstaters myndigheder. Det er hensigtsmæssigt, at medlemsstaterne giver leverandørerne mulighed for at indberette ved at anvende data, som indsamles i medfør af anden EU-lovgivning eller national lovgivning, for at mindske den administrative byrde, forudsat, at indberetningen foregår i overensstemmelse med de krav, der er anført i bilag IV. En sådan EU-lovgivning omfatter Kommissionens forordning (EF) nr. 684/2009 af 24. juli 2009 om gennemførelse af Rådets direktiv 2008/118/EF med hensyn til edb-baserede procedurer for flytning af punktafgiftspligtige varer under ophævelse af punktafgift[17], Kommissionens forordning (EØF) nr. 2454/93 af 2. juli 1993 om visse gennemførelsesbestemmelser til Rådets forordning (EØF) nr. 2913/92 om indførelse af en EF-toldkodeks[18], Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 af 22. oktober 2008 om energistatistik[19], Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF[20] og efterfølgende gennemførelsesretsakter dertil samt Kommissionens beslutning 2007/589/EF om retningslinjer for overvågning og rapportering af drivhusgasudledninger i medfør af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/87/EF[21] samt Rådets forordning (EF) nr. 2964/95 om registrering i Fællesskabet af indførsler og leverancer af råolie. Finansiel virkning EU-industriens konkurrencedygtighed blev også drøftet i konsekvensanalysen. Det fremgår, at der ikke forventes nogen væsentlige virkninger for virksomhederne (herunder også raffinaderier). Det skyldes, at de forventede stigninger i standerpriserne er ubetydelige og at næsten alle disse udgifter forventes videregivet ifølge konsekvensanalysen. 2014/0286 (NLE) Forslag til RÅDETS DIREKTIV om beregningsmetoder og indberetningskrav i medfør af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/70/EF om kvaliteten af benzin og dieselolie RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR — under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/70/EF af 13. oktober 1998 om kvaliteten af benzin og dieselolie og om ændring af Rådets direktiv 93/12/EØF[22], særlig artikel 7a, stk. 5, under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen, og ud fra følgende betragtninger: (1) Metoden til beregning af drivhusgasemissioner for brændstoffer og anden energi, der ikke er af biologisk oprindelse, som skal opstilles i medfør af artikel 7a, stk. 5, i direktiv 98/70/EF, burde give en indberetning, der er tilstrækkelig nøjagtig til, at Kommissionen bliver i stand at gennemføre en kritisk vurdering af brændstofleverandørers præstationer og se, hvorvidt de opfylder deres forpligtelser i henhold til artikel 7a, stk. 2, i direktiv 98/70/EF. Beregningsmetoden bør sikre målenøjagtighed, men også tage behørigt hensyn til kompleksiteten af de dermed forbundne administrative krav. Samtidig bør den give leverandørerne incitamenter til at mindske drivhusgasintensiteten af det brændstof, de leverer. Det bør også nøje overvejes, hvilken virkning metoden har på raffinaderier i Unionen. Beregningsmetoden bør derfor være baseret på de gennemsnitlige drivhusgasintensiteter, der repræsenterer en branchegennemsnitsværdi, som er normal for en bestemt brændstofkilde ("gennemsnitlige standardværdier"). Dette har den fordel, at det giver en mindre administrativ byrde for leverandørerne og medlemsstaterne. På nuværende tidspunkt bør den foreslåede metode ikke kræve, at der skelnes mellem drivhusgasintensiteten af brændstoffer på grundlag af råmaterialets kilde, idet det ville påvirke aktuelle investeringer i visse raffinaderier i Unionen. (2) Indberetningskravene for brændstofleverandører, som er små og mellemstore virksomheder (SMV), jf. Kommissionens henstilling 2003/61, bør minimeres mest muligt i forbindelse med artikel 7a, stk. 1, i direktiv 98/70/EF. Ligeledes bør importører af benzin og diesel, som er raffineret uden for EU, ikke være forpligtet til at forelægge detaljerede oplysninger om kilderne til den råolie, der anvendes til at fremstille de pågældende brændstoffer, da oplysningerne måske ikke foreligger eller kan være svære at indhente. (3) For at kunne give incitament til yderligere reduktioner af drivhusgasemissioner bør reduktioner af opstrømsemissioner, der søges gjort gældende, herunder fra afbrænding (flaring) og udslip, inkluderes i beregningen af leverandørens vugge til grav-emissioner af drivhusgasser. Med henblik på at gøre det lettere for brændstofleverandørerne at gøre opstrømsemissionsreduktioner gældende bør brugen af en række emissionsordninger tillades, når det gælder beregning og certificering af emissionsreduktioner. Kun opstrømsreduktionsprojekter, som påbegyndes efter datoen for fastlæggelsen af minimumsstandarderne omhandlet i artikel 7a, stk. 5, litra b), dvs. den 1. januar 2011, bør kunne komme i betragtning. (4) Vægtede gennemsnitlige drivhusgasstandardværdier giver en enkel metode, som brændstofleverandørerne kan bruge til at bestemme drivhusgasindholdet i det brændstof, som de leverer. Sådanne værdier, som er repræsentative for EU's råolieudbud, findes bl.a. i "Well to Wheel"-rapporten (version 4), som er udarbejdet af JEC-konsortiet, i undersøgelserne bestilt af Europa-Kommissionen hos Dr. A. Brandt om naturlig bitumen og olieskifer samt i det arbejde, der er gennemført for Europa-Kommissionen af International Council on Clean Transportation om opstrømsemissioner vedrørende "estimatoren for drivhusgasemissioner ved olieproduktion" i forbindelse med råolier, der forbruges i EU. (5) Reduktioner i drivhusgasemissionerne, der hidrører fra olie- og gasopstrømsemissioner, bør estimeres og valideres i overensstemmelse med principperne og normerne i internationale standarder og navnlig ISO 14064, ISO 14065 og ISO 14066. (6) Ifølge artikel 7a, stk. 5, litra b), i direktiv 98/70/EF skal der fastlægges en metode til bestemmelse af den akkumulerede drivhusgasintensitet fra brændstoffer af ikke-biologisk oprindelse anvendt i Unionen i 2010 ("minimumsstandarder for brændstoffer"). Minimumsstandarderne bør baseres på voluminerne af diesel, benzin, gasolier bestemt til brug i mobile ikke-vejgående maskiner, LPG og komprimeret naturgas (CNG) under anvendelse af data, som officielt er indberettet til FN's rammekonvention om klimaændringer i 2010. Minimumsstandarderne for brændstoffer bør ikke være den fossilbrændstofkomparator, der anvendes til beregning af drivhusgasbesparelser fra biobrændstoffer, som bør forblive som angivet i bilag IV til direktiv 98/70/EF. (7) Da sammensætningen af den relevante fossile brændstofblanding kun ændrer sig lidt fra år til år, vil den samlede variation i drivhusgasintensitet fra de fossile brændstoffer også kun være lille fra år til år. Det vil derfor være passende, at minimumsstandarderne for brændstoffer tager udgangspunkt i Unionens gennemsnitlige forbrugsdata for 2010 som rapporteret af medlemsstaterne til De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer. (8) 2010-minimumsstandarden bør repræsentere gennemsnittet af opstrømsdrivhusgasintensiteten og den gennemsnitlige komplekse drivhusgasintensitet for fossile brændstoffer. Minimumsstandarderne bør derfor beregnes under anvendelse af standardværdierne for de respektive brændstoffer. Standardværdien for brændstoffers emissioner bør være uændret i perioden frem til 2020, så brændstofleverandørerne har vished med hensyn til deres lovmæssige forpligtelser til at mindske drivhusgasintensiteten for de brændstoffer, som de leverer. (9) Artikel 7a, stk. 5, litra d), i direktiv 98/70/EF foreskriver også vedtagelsen af en metode til beregning af bidraget fra elektriske vejkøretøjer. I henhold til artiklen skal metoden være i overensstemmelse med artikel 3, stk. 4, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF[23]. For at sikre overensstemmelsen bør samme justeringsfaktor anvendes til drivaggregatseffektivitet. (10) Elenergi, der leveres til brug for vejtransport, kan indberettes af leverandører, jf. artikel 7a, stk. 1, i direktiv 98/70/EF, som en del af deres årlige indberetninger til medlemsstaterne. For at begrænse de administrative omkostninger er det hensigtsmæssigt, at metoden med henblik på leverandørernes indberetning baseres på et estimat frem for en faktisk måling af elforbruget i et elektrisk vejkøretøj eller en motorcykel. (11) Det er hensigtsmæssigt at inkludere en detaljeret fremgangsmåde for estimering af mængden og drivhusgasintensiteten af biobrændstoffer i tilfælde, hvor et biobrændstof og et fossilt brændstof sambehandles. Der er brug for en specifik metode, fordi slutvoluminet af biobrændstoffet ikke kan måles, f.eks. ved samtidig hydrogenbehandling af vegetabilske olier og et fossilt brændstof. Det er fastsat i artikel 7d, stk. 1, i direktiv 98/70/EF, at vugge til grav-emissionerne af drivhusgasser med henblik på samme direktivs artikel 7a og artikel 7b, stk. 2, beregnes med samme metode. Certificeringen af drivhusgasemissioner gennem godkendte frivillige ordninger er derfor også gyldig med henblik på både artikel 7a og artikel 7b, stk. 2, i direktiv 98/70/EF. (12) Den krævede leverandørindberetning, der er fastlagt i artikel 7a, stk. 1, i direktiv 98/70/EF bør suppleres med et harmoniseret format og definitioner for de data, der skal indberettes. Harmoniseringen af datadefinitioner er nødvendig af hensyn til en korrekt beregning af drivhusgasintensiteten, der er knyttet til en individuel leverandørs indberetningsforpligtelser, idet disse data er et vigtigt input til den metode, der er harmoniseret i medfør af artikel 7a, stk. 5, litra a), i direktiv 98/70/EF. Disse data omfatter leverandøridentifikation, volumen af markedsført brændstof eller energi, og typen af markedsført brændstof eller energi. (13) Den krævede leverandørindberetning, som er beskrevet i artikel 7a, stk. 1, i direktiv 98/70/EF bør suppleres med harmoniserede indberetningskrav, et indberetningsformat og definitioner for medlemsstaternes indberetning til Kommissionen for så vidt angår drivhusgaspræstationerne af brændstoffer, der forbruges i Unionen. Disse indberetningskrav vil navnlig gøre det muligt at ajourføre den fossilbrændstofkomparator, der er omhandlet bilag IV, afsnit C, nr. 19, i direktiv 98/70/EF og i bilag V, afsnit C, nr. 19, i direktiv 2009/28/EF, de vil lette rapporteringen i medfør af artikel 8, stk. 3, og artikel 9, stk. 2, i direktiv 98/70/EF, og de vil gøre det nemmere at tilpasse beregningsmetoden til den tekniske og videnskabelige udvikling, så det sikres, at den virker efter hensigten. Disse data omfatter bl.a. volumen af markedsført brændstof eller energi og typen af brændstof eller energi, købsstedet og oprindelse for markedsført brændstof eller energi. (14) Det er hensigtsmæssigt, at medlemsstaterne giver leverandørerne mulighed for at opfylde deres indberetningsforpligtelse ved at anvende ækvivalente data, som indsamles i medfør af anden EU-lovgivning eller national lovgivning, for at mindske den administrative byrde, forudsat at indberetningen foregår i overensstemmelse med de krav, der er anført i bilag IV, og de definitioner, der er fastlagt i bilag I og III. (15) Med sigte på at gøre det lettere for grupper af leverandører at foretage indberetning, jf. artikel 7a, stk. 4, i direktiv 98/70/EF, giver samme direktivs artikel 7a, stk. 5, litra c), mulighed for at vedtage eventuelle nødvendige regler. Det er ønskeligt at lette en sådan rapportering, så afbrydelser af fysiske bevægelser af brændstof undgås, da forskellige leverandører markedsfører forskellige brændstoffer med forskellige sammensætninger og derfor kan have et forskelligt ressourcebehov for at kunne opfylde reduktionsmålet for drivhusgasser. Det er derfor nødvendigt at harmonisere definitionerne af leverandøridentifikation, volumen af markedsført brændstof eller energi, typen af brændstof eller energi, købsstedet og oprindelsen for markedsført brændstof eller energi. For at undgå, at resultater medregnes to gange ved grænseoverskridende fælles indberetning fra flere leverandører, er det desuden hensigtsmæssigt at harmonisere medlemsstaternes indberetning til Kommissionen, således at de relevante oplysninger, der vedrører hver leverandør i en gruppe på to eller flere leverandører fra en eller flere medlemsstater, kan stilles til rådighed for alle berørte medlemsstaters myndigheder. (16) Ifølge artikel 8, stk. 3, i direktiv 98/70/EF skal medlemsstaterne hvert år forelægge en national brændstofkvalitetsrapport for det foregående år i det format, der er fastsat i Kommissionens beslutning 2002/159/EF af 18. februar 2002[24]. Det er af hensyn til effektiviteten og harmoniseringen og for at dække de ændringer, der blev indført til direktiv 98/70/EF ved direktiv 2009/30/EF[25], og de senere yderligere rapporteringskrav til medlemsstaterne nødvendigt at tydeliggøre, hvilke oplysninger omfattet af forpligtelsen til at indberette brændstofkvalitetsdata i henhold til artikel 8 i direktiv 98/70/EF, der skal indberettes, og at vedtage et format for fremsendelse af data fra leverandørerne og medlemsstaterne. (17) Kommissionen forelagde et udkast til foranstaltning for det udvalg, der er nedsat ved direktiv 98/70/EF, den 23. februar 2012. Udvalget var ikke i stand til at vedtage en udtalelse med det nødvendige kvalificerede flertal, og det er derfor passende, at Kommissionen forelægger et forslag for Rådet i medfør af artikel 5a, stk. 4, i Rådets afgørelse 2006/512/EF. VEDTAGET DETTE DIREKTIV: Artikel 1 Anvendelsesområde Dette direktiv finder anvendelse på brændstoffer, der anvendes til fremdrift af vejgående køretøjer og mobile, ikke-vejgående maskiner (herunder fartøjer til sejlads på indre vandveje, når de ikke er til søs), landbrugs- og skovbrugstraktorer samt fritidsfartøjer, når de ikke er til søs, samt elektricitet, der anvendes i vejgående køretøjer. Artikel 2 Definitioner I forbindelse med dette direktiv gælder foruden definitionerne i direktiv 98/70/EF følgende definitioner: 1. "opstrømsemissioner": alle drivhusgasemissioner, som finder sted, inden råbrændstoffet når frem til et raffinaderi eller behandlingsanlæg, hvor brændstoffet, jf. bilag I, blev fremstillet 2. "naturlig bitumen-råbrændstofkilde": enhver kilde til raffinaderiråbrændstof, – som har en API Gravity på 10 grader eller mindre, når den er placeret i en reservoirdannelse på udvindingsstedet, jf. definitionen i D287-testmetoden fra American Society for Testing and Materials (ASTM)[26] – som har en årlig gennemsnitsviskositet ved reservoirtemperatur, der er højere end beregnet ved ligningen: Viskositet (Centipoise) = 518,98e-0,038T, hvor T er temperaturen i Celsius – som henhører under definitionen for tjæresand under den kombinerede nomenklaturkode KN 2714 som anført i Rådets forordning (EØF) nr. 2658/87[27] og – hvor tilvejebringelse af råbrændstofkilden gennemføres ved minedriftsudvinding eller termisk forbedret afvanding ved terrænfald, hvor den termiske energi hovedsageligt fremkommer fra andre kilder end råbrændstoffet selv 3. "skiferolie-råbrændstofkilde": enhver raffinaderiråbrændstofkilde, der er placeret i en skiferformation, der indeholder fast kerogen og falder ind under definitionen af skiferolie under KN 2714 som anført i forordning (EØF) nr. 2658/8727. Tilvejebringelse af råbrændstofkilden gennemføres ved minedriftsudvinding eller termisk forbedret afvanding ved terrænfald. 4. "konventionel råbrændstofkilde": enhver raffinaderiråbrændstofkilde, der har en API Gravity højere end 10 grader, når den er placeret i en reservoirdannelse på oprindelsesstedet som målt ved ASTM D287-testmetoden og ikke falder ind under definitionen for KN 2714 som anført i forordning (EØF) nr. 2658/8727. Artikel 3 Metode til beregning af drivhusgasintensiteten for leveret brændstof og energi, undtagen biobrændstoffer, og brændstofleverandørers indberetning 1. I forbindelse med artikel 7a, stk. 2, påser medlemsstaterne, at brændstofleverandørerne anvender den metode, der er anført i bilag I, til at bestemme drivhusgasintensiteten for de brændstoffer, som de leverer. 2. I forbindelse med artikel 7a, stk. 1, andet afsnit, og artikel 7a, stk. 2, i direktiv 98/70/EF kræver medlemsstaterne, at leverandørerne indberetter data under anvendelse af de definitioner og den beregningsmetode, der er beskrevet i bilag I til nærværende direktiv. Data indberettes årligt i det format, der er anført i bilag IV til nærværende direktiv. 3. Medlemsstaterne anvender den forenklede metode i bilag I til nærværende direktiv på brændstofleverandører, som er små og mellemstore virksomheder. Artikel 4 Beregning af minimumsstandarder for brændstoffer og reduktion af drivhusgasintensitet I forbindelse med kontrol af brændstofleverandørernes overholdelse af deres forpligtelse i henhold til artikel 7a, stk. 2, i direktiv 98/70/EF kræver medlemsstaterne, at leverandører sammenligner de opnåede reduktioner af vugge til grav-drivhusgasemissioner fra brændstoffer og fra elektrisk energi med minimumsstandarden for brændstoffer som anført i bilag II til dette direktiv. Artikel 5 Indberetning fra medlemsstaterne 1. Når medlemsstaterne indsender rapporter til Kommissionen i henhold til artikel 8, stk. 3, i direktiv 98/70/EF, skal de give Kommissionen oplysninger om overholdelsen af samme direktivs artikel 7a, jf. bilag III til nærværende direktiv. 2. Medlemsstaterne anvender det Europæiske Miljøagenturs ReportNet-værktøjer, som stilles til rådighed i medfør af forordning (EF) nr. 401/2009[28], til indberetning af de data, der er anført i bilag III til nærværende direktiv. Medlemsstaterne fremsender dataene elektronisk til det centrale datalager, der forvaltes af Det Europæiske Miljøagentur, i det format, der er udarbejdet på grundlag af bilag IV og vist deri. 3. Dataene fremsendes årligt i det format, der er foreskrevet i bilag IV. Medlemsstaterne underretter Kommissionen om datoen for fremsendelsen og navnet på kontaktpersonen hos den kompetente myndighed, der er ansvarlig for at kontrollere og indberette dataene til Kommissionen. Artikel 6 Sanktioner Medlemsstaterne fastsætter bestemmelser om sanktioner for overtrædelser af de nationale bestemmelser, der er vedtaget i medfør af dette direktiv, og træffer alle nødvendige foranstaltninger til at sikre gennemførelsen heraf. Sanktionerne skal være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning. Medlemsstaterne giver senest den [12 måneder efter direktivets vedtagelse] Kommissionen meddelelse om disse bestemmelser og meddeler omgående senere ændringer af betydning for bestemmelserne. Artikel 7 Gennemførelse 1. Medlemsstaterne sætter de nødvendige love, forordninger og administrative bestemmelser i kraft for at efterkomme dette direktiv senest [tolv måneder efter direktivets vedtagelse]. De tilsender straks Kommissionen disse love og bestemmelser. 2. Disse bestemmelser skal ved vedtagelsen indeholde en henvisning til dette direktiv eller skal ved offentliggørelsen ledsages af en sådan henvisning. De nærmere regler for henvisningen fastsættes af medlemsstaterne. 3. Medlemsstaterne meddeler Kommissionen teksten til de vigtigste nationale retsforskrifter, som de udsteder på det område, der er omfattet af dette direktiv. Artikel 8 Ikrafttræden Dette direktiv træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i Den Europæiske Unions Tidende. Artikel 9 Dette direktiv er rettet til medlemsstaterne. Udfærdiget i Bruxelles, den […]. På Rådets vegne Formand [1] Direktiv 2009/30/EF, EUT L 140 af 5.6.2009, s. 88. [2] Den enhed, der er ansvarlig for at ekspedere brændstoffet eller elektriciteten gennem et punktafgiftsopkrævningssted, f.eks. olieraffinaderiet. [3] https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp for both the questions and responses [4] JEC-konsortiet omfatter JRC, EUCAR og CONCAWE. Det er således Kommissionen, EU's bilindustri og olieindustri, der deltager i dette arbejde. http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [5] https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d [6] https://circabc.europa.eu/w/browse/9ab55170-dc88-4dcb-b2d6-e7e7ba59d8c3 [7] International Council on Clean Transportation (ICCT) https://circabc.europa.eu/w/browse/49f63fd8-7e27-4cf7-8790-3410ee8d308e [8] https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d [9] https://circabc.europa.eu/w/browse/75e69e4c-ded2-418c-a6e6-ee3fa3a93c6c [10] http://ec.europa.eu/transparency/regcomitology/index.cfm?do=search.dossierdetail&i4E3IvzVEe6K7czhtRYFvHaI4f3TEUr8zQzZMBeU3winIDvf1TNPofuY6ToXhDSw [11] https://circabc.europa.eu/w/browse/6893ba02-aaed-40a7-bf0d-f5affc85a619 [12] http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [13] http://www.nrcan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/energy/pdf/EU_FQD_Study_Final_Report.pdf [14] Defineret som råbrændstoffets handelsnavn. Oplysninger om råolie indberettes aktuelt i medfør af Rådets forordning (EØF) nr. 2964/95 og fremsendes kvartalsvis i henhold til robuste fortrolighedsforanstaltninger til Kommissionen, bortset fra handelsnavnet. Der indberettes en ikke-specifik "betegnelse". Handelsnavn er en mere præcis beskrivelse, som også er bredt anerkendt og lettere at knytte sammen med drivhusgasemissioner. Derfor omfatter gennemførelsesforanstaltningen en liste med handelsnavne for alment anvendte råolier. [15] Defineret som landenavn og navn på behandlingsanlægget. Medlemsstaterne modtager allerede denne oplysning i forbindelse med toldlovgivningen. Navnlig artikel 37 i forordning (EF) nr. 450/2008 giver mulighed for at anmode om alle nødvendige oplysninger om et produkts oprindelsesland. Oprindelse er defineret som det sted, hvor produktet var genstand for den sidste væsentlige behandling. Specifikke definitioner for behandlinger, der vedrører brændstoffer, er anført i bilag 14 og 15 i Kommissionens forordning 2454/93. [16] Rådets forordning (EF) nr. 2964/95 af 20. december 1995 om registrering i Fællesskabet af indførsler og leverancer af råolie, EFT L 310 af 22.12.1995, s. 5. [17] EUT L 197 af 29.7.2009, s. 24. [18] EFT L 253 af 11.10.1993, s. 1. [19] EUT L 304 af 14.11.2008, s. 1. [20] EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16. [21] EUT L 229 af 31.8.2007, s. 1. [22] EFT L 350 af 28.12.1998, s. 58. [23] Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16). [24] Kommissionens beslutning 2002/159/EF af 18. februar 2002 om fælles standardskemaer til anvendelse ved forelæggelse af sammenfattende oplysninger om nationale brændstofkvalitetsdata (EFT L 53 af 23.2.2002, s. 30). [25] Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/30/EF af 23. april 2009 om ændring af direktiv 98/70/EF for så vidt angår specifikationerne for benzin, diesel og gasolie og om indførelse af en mekanisme for overvågning og reduktion af emissionerne af drivhusgasser og om ændring af Rådets direktiv 1999/32/EF for så vidt angår specifikationerne for brændstof, der benyttes i fartøjer til sejlads på indre vandveje, og om ophævelse af direktiv 93/12/EØF (EUT L 140 af 5.6.2009, s. 88). [26] American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml [27] Rådets forordning (EØF) nr. 2658/87 af 23. juli 1987 om told- og statistiknomenklaturen og Den Fælles Toldtarif (EFT L 256 af 7.9.1987, s. 1). [28] Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 af 23. april 2009 om Det Europæiske Miljøagentur og Det Europæiske Miljøoplysnings- og Miljøovervågningsnet (EUT L 126 af 21.5.2009, s. 13). Bilag I Metode til brændstofleverandørers beregning og indberetning af vugge til grav-drivhusgasintensiteten for brændstoffer og energi Del 1: Brændstofleverandørens beregning af drivhusgasintensitet for brændstoffer og energi: 1. Drivhusgasintensiteten for brændstoffer og energi udtrykkes i gram kuldioxidækvivalent pr. megajoule brændstof (gCO2eq/MJ). 2. De drivhusgasser, der skal tages hensyn til ved beregning af drivhusgasintensiteten af brændstof, er kuldioxid (CO2), dinitrogenoxid (N2O) og metan (CH4). Med henblik på beregning af CO2-ækvivalens vurderes disse gasser med hensyn til CO2-ækvivalente emissioner som følger CO2: 1 CH4: 25 N2O: 298 3. Emissioner fra fremstilling af maskineri og udstyr, der bruges til udvinding, produktion, raffinering og forbrug af fossile brændstoffer, skal ikke medtages i drivhusgasberegningen. 4. Den samlede intensitet af en leverandørs vugge til grav-drivhusgasintensitet for alle leverede brændstoffer beregnes ved hjælp af følgende formel: Drivhusgasintensitet (#) = hvor: a) "#" er leverandøridentifikationen (personen, der skal betale punktafgiften), jf. definitionen i forordning (EF) nr. 684/2009 som punktafgiftsnummer (SEED-registreringsnummer eller momsregistreringsnummer i forordningens tabel 1, nr. 5, litra a) for destinationstypekoder 1, 2, 3, 4, 5 og 8, som også er den juridiske person, der skal betale punktafgiften i overensstemmelse med artikel 8 i Rådets direktiv 2008/118/EF på det tidspunkt, hvor punktafgiften overgik til forbrug i overensstemmelse med artikel 7, stk. 2, i direktiv 2008/118/EF). Foreligger denne identifikation ikke, sikrer medlemsstaten, at der indføres en tilsvarende identifikationsmåde i overensstemmelse med en nationalt fastsat indberetningsordning for punktafgifter. b) "x" er de brændstof- og energityper, der er omfattet af nærværende direktiv som anført i bilag I, tabel 1, nr. 17, litra c), i forordning (EF) nr. 684/2009. Foreligger disse data ikke, indsamler medlemsstaten tilsvarende data i overensstemmelse med en nationalt fastsat indberetningsordning for punktafgifter. c) "MJx" er den samlede leverede og konverterede energi fra indberettede voluminer af brændstof "x", udtrykt i megajoule. Beregningen foretages således: Mængden af hvert brændstof pr. brændstoftype Afledes af data indberettet i medfør af bilag I, tabel 1 – nr. 17, litra d), f) og o), til forordning (EF) nr. 684/2009. Biobrændstofmængder konverteres til deres energiindhold (nedre brændværdi), jf. de energitætheder, der er anført i bilag III til direktiv 2009/28/EF[1]. Mængder af brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, konverteres til deres energiindhold (nedre brændværdi), jf. bilag 1, til JEC's Well-to-Tank-rapport[2]. Samtidig behandling af fossile brændstoffer og biobrændstoffer Behandling omfatter enhver ændring i løbet af et leveret brændstofs eller en energis livscyklus, der forårsager en ændring af produktets molekylære struktur. Tilsættelse af denatureringsmiddel er ikke en sådan behandling. Voluminet af biobrændstoffer, der sambehandles med brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, afspejler biobrændstoffets tilstand efter behandlingen. Energimængden af det sambehandlede biobrændstof bestemmes i henhold til energibalancen og effektiviteten af sambehandlingsprocessen som anført i bilag IV, nr. 17, til direktiv 98/70/EF. Hvis flere forskellige biobrændstoffer blandes med fossile brændstoffer, tages der hensyn til mængden og typen af hvert enkelt biobrændstof ved beregningen og ved leverandørernes indberetning til medlemsstaterne. Det volumen af leveret biobrændstof, som ikke opfylder kravene i artikel 7b, stk. 1, i direktiv 98/70/EF, regnes for at være fossilt brændstof. E85 benzin-etanolblandinger beregnes som et separat brændstof i forbindelse med artikel 6 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 443/2009[3]. Hvis der ikke indsamles mængdedata i medfør af forordning (EF) nr. 684/2009, indsamler medlemsstaten tilsvarende data i overensstemmelse med en nationalt fastsat indberetningsordning for punktafgifter. Mængden af forbrugt elektrisk energi Er den mængde elektricitet, der forbruges i vejkøretøjer eller motorcykler, og som af energileverandøren indberettes til den relevante myndighed i medlemsstaten efter følgende formel: Forbrugt elektrisk energi = kørt afstand (km) x elektrisk energiforbrugseffektiviteten (MJ/km). d) UER "UER" er den opstrømsdrivhusgasemissionsreduktion, som brændstofleverandøren gør gældende, målt i gCO2eq, hvis den er kvantificeret og indberettet i overensstemmelse med de følgende krav Berettigelse Frivillige drivhusgasemissionsreduktioner på produktions- og udvindingssteder for olie og gas må kun anvendes på opstrømsemissionsdelen af standardværdierne for benzin, diesel, CNG og LPG. Opstrømsdrivhusgasemissionsreduktioner, der opstår i et hvilket som helst land, kan medregnes som en reduktion af drivhusgasemissioner i forhold til brændstoffer fra enhver råbrændstofkilde, der leveres af en hvilken som helst leverandør. Opstrømsdrivhusgasemissionsreduktioner kan kun medregnes, hvis de er knyttet til projekter, som er påbegyndt efter den 1. januar 2011. Det er ikke nødvendigt at bevise, at opstrømsemissionsreduktionerne ikke ville have fundet sted uden indberetningskravet i artikel 7a. Beregning Drivhusgasreduktioner knyttet til opstrøms-olie- og gasemissioner estimeres og valideres i overensstemmelse med de principper og standarder, der er anført i internationale normer og navnlig ISO 14064, ISO 14065 og ISO 14066. UER og referenceemissionerne overvåges, indberettes og kontrolleres i overensstemmelse med ISO 14064 med resultater af tilsvarende pålidelighed som forordning (EU) nr. 600/2012 og forordning (EU) nr. 601/2012. Verifikationen af metoderne til estimering af UER verificeres i overensstemmelse med ISO 14064-3, og den organisation, som foretager verifikationen, skal være akkrediteret i overensstemmelse med ISO 14065. e) “GHGix” er drivhusgasintensiteten pr. enhed brændstof “x”, udtrykt i gCO2eq/MJ. Brændstofleverandører fastsætter intensiteten pr. enhed for hvert brændstof således: Drivhusgasintensiteten for brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, er den “vægtede vugge til grav-drivhusgasintensitet” pr. brændstoftype anført i den sidste søjle i tabellen i del 2, nr. 5, i dette bilag. Elektrisk energi beregnes som beskrevet i del 2, nr. 6. Drivhusgasintensitet for biobrændstoffer Drivhusgasintensiteten for biobrændstoffer, som opfylder kravene i artikel 7b, stk. 1, i direktiv 98/70/EF, beregnes i overensstemmelse med samme direktivs artikel 7d. Hvis data om vugge til grav-drivhusgasemissionerne for biobrændstoffer er fremkommet i henhold til en aftale eller ordning, der er genstand for en afgørelse i medfør af artikel 7c, stk. 4, i direktiv 98/70/EF vedrørende samme direktivs artikel 7b, stk. 2, anvendes de pågældende data også til at bestemme drivhusgasintensiteten for biobrændstoffer i medfør af samme direktivs artikel 7b, stk. 1. Drivhusgasintensiteten for biobrændstoffer, som ikke opfylder kravene i artikel 7b, stk. 1, i direktiv 98/70/EF, er lig med drivhusgasintensiteten for det respektive fossile brændstof fremstillet af konventionel råolie eller gas. Samtidig behandling af brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og biobrændstoffer Drivhusgasintensiteten af biobrændstoffer, som sambehandles med fossile brændstoffer, skal afspejle biobrændstoffets tilstand efter behandling. f) "AF" er justeringsfaktorerne for drivaggregateffektivitet: Dominerende konverteringsteknologi || Virkningsgrad Forbrændingsmotor || 1 Elektrisk drivaggregat, batteri || 0,4 Elektrisk drivaggregat, brintbrændstofcelle || 0,4 Del 2: Brændstofleverandørernes indberetning 1) Opstrømsemissionsreduktioner (UER) For at kunne gøre opstrømsemissionsreduktioner gældende i forbindelse med denne metode skal brændstofleverandørerne indberette følgende til den myndighed, der er udpeget af medlemsstaten: i) begyndelsestidspunktet for projektet, som skal ligge efter den 1. januar 2011 ii) årlige emissionsreduktioner i gCO2eq iii) varigheden af den periode, hvor de reduktioner, der søges gjort gældende, fandt sted iv) projektsted nærmest kilden til emissionerne, i bredde- og længdegradskoordinater i grader med fire decimaler v) de årlige referenceemissioner før installering af reduktionsforanstaltninger og de årlige emissioner efter gennemførelsen af reduktionsforanstaltninger i gCO2eq/MJ af produceret råbrændstof vi) ikkegenbrugeligt certifikatsnummer, der entydigt identificerer ordningen og de drivhusgasreduktioner, der søges gjort gældende vii) Ikkegenbrugeligt nummer, der entydigt identificerer beregningsmetoden og den tilhørende ordning viii) hvis projektet vedrører olieudvinding, indberettes gennemsnitlig årlig historisk og indberetningsårets gas-til-olie-forhold (GOR) i opløsning, reservoirtryk, dybde og brøndproduktionsrate for råolien. 2) Oprindelse "Oprindelse" er råbrændstoffets handelsnavn, jf. dette bilags del 2, nr. 7, men kun hvis brændstofleverandørerne har de nødvendige oplysninger, enten fordi de i) er en person eller virksomhed, der importerer råolie fra tredjelande eller modtager en råolieleverance fra en anden medlemsstat i medfør af artikel 1 i Rådets forordning (EF) nr. 2964/95, eller ii) på grund af ordninger vedrørende informationsudveksling, som er aftalt med andre brændstofleverandører. I alle andre tilfælde henviser oprindelse til, hvorvidt brændstoffet har sin oprindelse i eller uden for EU. De oplysninger, som brændstofleverandørerne indsamler og indberetter til medlemsstaterne for så vidt angår brændstoffers oprindelse skal behandles fortroligt, men dette forhindrer ikke, at Kommissionen offentliggør generelle oplysninger eller oplysninger i resuméform, som ikke indeholder detaljer om individuelle virksomheder. I forbindelse med biobrændstoffer henviser oprindelse til produktionsvejen for biobrændstof, der er beskrevet i bilag IV til direktiv 98/70/EF. Hvis der anvendes flere råbrændstoffer, angives mængden i tons færdigt produkt pr. type af hvert råbrændstof produceret i det respektive behandlingsanlæg i løbet af indberetningsåret. 3) Købssted "Købssted" er landet og navnet på behandlingsanlægget, hvor brændstoffet gennemgik den sidste væsentlige behandling, som bestemmer brændstoffets eller energiens oprindelse, jf. Kommissionens forordning (EØF) nr. 2454/93. 4) Små og mellemstore virksomheder Som en undtagelse for brændstofleverandører, som er små og mellemstore virksomheder, er "oprindelse" og "købssted" enten i eller uden for EU, alt efter hvad der er relevant, uanset om de importerer råolie eller leverer olieprodukter og olier hidrørende fra bituminøse mineraler. 5) gennemsnitlige vugge til grav-drivhusgasstandardværdier for andre brændstoffer end biobrændstoffer og for elektrisk energi Råbrændstof og proces || Markedsført type brændstof eller energi || Vugge til grav-drivhusgas­intensitet pr. enhed (gCO2eq/MJ) || Vægtet vugge til grav-drivhusgasintensitet pr. enhed (gCO2eq/MJ) Konventionel råolie || Benzin || 93,2 || 93,3 Naturgas til flydende (GTL) || 94,3 Kul til flydende (CTL) || 172 Naturlig bitumen || 107 Skiferråolie || 131,3 || Konventionel råolie || Diesel eller gasolie || 95 || 95,1 Naturgas til flydende (GTL) || 94,3 Kul til flydende (CTL) || 172 Naturlig bitumen || 108,5 Skiferråolie || 133,7 || Fossile kilder af enhver art || LPG i en motor med gnisttænding || 73,6 || 73,6 Naturgas, EU-mix || Komprimeret gas i en motor med gnisttænding || 69,3 || 69,3 Naturgas, EU-mix || Flydende gas i en motor med gnisttænding || 74,5 || 74,5 Sabatier-reaktion med brint fra elektrolyse ved hjælp af ikkebiologisk vedvarende energi || Komprimeret syntetisk metan i en motor med gnisttænding || 3,3 || 3,3 Naturgas, der bruger dampreforming || Komprimeret brint i en brændselscelle || 104,3 || 104,3 Elektrolyse, som fuldt ud drives af ikkebiologisk vedvarende energi || Komprimeret brint i en brændselscelle || 9,1 || 9,1 Kul || Komprimeret brint i en brændselscelle || 234,4 || 234,4 Kul med kulopsamling og -lagring af procesemisioner || Komprimeret brint i en brændselscelle || 52,7 || 52,7 Plastaffald udvundet af fossile råbrændstoffer || Benzin, diesel eller gasolie || 86 || 86 6) Elektrisk energi For så vidt angår energileverandørernes indberetning af elektricitet forbrugt af elektriske køretøjer og motorcykler bør medlemsstaterne beregne de nationale gennemsnitlige vugge til grav-standardværdier i overensstemmelse med passende internationale standarder. Alternativt kan medlemsstaterne give deres leverandører lov til at bestemme drivhusgasintensitetsværdier pr. enhed (gCO2eq/MJ) for elektricitet ud fra de data, som medlemsstaterne indberetter i medfør af: i) Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 af 22. oktober 2008 om energistatistik, eller ii) Europa-Parlamentets og Rådets forordning om en mekanisme til overvågning og rapportering af drivhusgasemissioner og rapportering af andre oplysninger vedrørende klimaændringer på nationalt plan og EU-niveau, eller iii) Kommissionens delegerede forordning (EU) nr. (666) 2014 om fastsættelse af væsentlige krav til Unionens opgørelsessystem og om hensyntagen til ændringer i de globale opvarmningspotentialer og internationalt aftalte retningslinjer for opgørelser i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013. 7) Råbrændstoffets handelsnavn Land || Råbrændstoffets handelsnavn || API || Svovl (vægtprocent) Abu Dhabi || Al Bunduq || 38,5 || 1,1 Abu Dhabi || Mubarraz || 38,1 || 0,9 Abu Dhabi || Murban || 40,5 || 0,8 Abu Dhabi || Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) || 40,6 || 1 Abu Dhabi || Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) || 37,4 || 1,5 Abu Dhabi || Arzanah || 44 || 0 Abu Dhabi || Abu Al Bu Khoosh || 31,6 || 2 Abu Dhabi || Murban Bottoms || 21,4 || FORELIGGER IKKE (NA) Abu Dhabi || Top Murban || 21 || NA Abu Dhabi || Upper Zakum || 34,4 || 1,7 Algeriet || Arzew || 44,3 || 0,1 Algeriet || Hassi Messaoud || 42,8 || 0,2 Algeriet || Zarzaitine || 43 || 0,1 Algeriet || Algerian || 44 || 0,1 Algeriet || Skikda || 44,3 || 0,1 Algeriet || Saharan Blend || 45,5 || 0,1 Algeriet || Hassi Ramal || 60 || 0,1 Algeriet || Algerian Condensate || 64,5 || NA Algeriet || Algerian Mix || 45,6 || 0,2 Algeriet || Algerian Condensate (Arzew) || 65,8 || 0 Algeriet || Algerian Condensate (Bejaia) || 65,0 || 0 Algeriet || Top Algerian || 24,6 || NA Angola || Cabinda || 31,7 || 0,2 Angola || Takula || 33,7 || 0,1 Angola || Soyo Blend || 33,7 || 0,2 Angola || Mandji || 29,5 || 1,3 Angola || Malongo (West) || 26 || NA Angola || Cavala-1 || 42,3 || NA Angola || Sulele (South-1) || 38,7 || NA Angola || Palanca || 40 || 0,14 Angola || Malongo (North) || 30 || NA Angola || Malongo (South) || 25 || NA Angola || Nemba || 38,5 || 0 Angola || Girassol || 31,3 || NA Angola || Kuito || 20 || NA Angola || Hungo || 28,8 || NA Angola || Kissinje || 30,5 || 0,37 Angola || Dalia || 23,6 || 1,48 Angola || Gimboa || 23,7 || 0,65 Angola || Mondo || 28,8 || 0,44 Angola || Plutonio || 33,2 || 0,036 Angola || Saxi Batuque Blend || 33,2 || 0,36 Angola || Xikomba || 34,4 || 0,41 Argentina || Tierra del Fuego || 42,4 || NA Argentina || Santa Cruz || 26,9 || NA Argentina || Escalante || 24 || 0,2 Argentina || Canadon Seco || 27 || 0,2 Argentina || Hidra || 51,7 || 0,05 Argentina || Medanito || 34,93 || 0,48 Armenien || Armenian Miscellaneous || NA || NA Australien || Jabiru || 42,3 || 0,03 Australien || Kooroopa (Jurassic) || 42 || NA Australien || Talgeberry (Jurassic) || 43 || NA Australien || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || NA Australien || Woodside Condensate || 51,8 || NA Australien || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || NA Australien || Harriet || 38 || NA Australien || Skua-3 (Challis Field) || 43 || NA Australien || Barrow Island || 36,8 || 0,1 Australien || Northwest Shelf Condensate || 53,1 || 0 Australien || Jackson Blend || 41,9 || 0 Australien || Cooper Basin || 45,2 || 0,02 Australien || Griffin || 55 || 0,03 Australien || Buffalo Crude || 53 || NA Australien || Cossack || 48,2 || 0,04 Australien || Elang || 56,2 || NA Australien || Enfield || 21,7 || 0,13 Australien || Gippsland (Bass Strait) || 45,4 || 0,1 Aserbajdsjan || Azeri Light || 34,8 || 0,15 Bahrain || Bahrain Miscellaneous || NA || NA Hviderusland || Belarus Miscellaneous || NA || NA Benin || Seme || 22,6 || 0,5 Benin || Benin Miscellaneous || NA || NA Belize || Belize Light Crude || 40 || NA Belize || Belize Miscellaneous || NA || NA Bolivia || Bolivian Condensate || 58,8 || 0,1 Brasilien || Garoupa || 30,5 || 0,1 Brasilien || Sergipano || 25,1 || 0,4 Brasilien || Campos Basin || 20 || NA Brasilien || Urucu (Upper Amazon) || 42 || NA Brasilien || Marlim || 20 || NA Brasilien || Brazil Polvo || 19,6 || 1,14 Brasilien || Roncador || 28,3 || 0,58 Brasilien || Roncador Heavy || 18 || NA Brasilien || Albacora East || 19,8 || 0,52 Brunei || Seria Light || 36,2 || 0,1 Brunei || Champion || 24,4 || 0,1 Brunei || Champion Condensate || 65 || 0,1 Brunei || Brunei LS Blend || 32 || 0,1 Brunei || Brunei Condensate || 65 || NA Brunei || Champion Export || 23,9 || 0,12 Cameroun || Kole Marine Blend || 34,9 || 0,3 Cameroun || Lokele || 21,5 || 0,5 Cameroun || Moudi Light || 40 || NA Cameroun || Moudi Heavy || 21,3 || NA Cameroun || Ebome || 32,1 || 0,35 Cameroun || Cameroon Miscellaneous || NA || NA Canada || Peace River Light || 41 || NA Canada || Peace River Medium || 33 || NA Canada || Peace River Heavy || 23 || NA Canada || Manyberries || 36,5 || NA Canada || Rainbow Light and Medium || 40,7 || NA Canada || Pembina || 33 || NA Canada || Bells Hill Lake || 32 || NA Canada || Fosterton Condensate || 63 || NA Canada || Rangeland Condensate || 67,3 || NA Canada || Redwater || 35 || NA Canada || Lloydminster || 20,7 || 2,8 Canada || Wainwright- Kinsella || 23,1 || 2,3 Canada || Bow River Heavy || 26,7 || 2,4 Canada || Fosterton || 21,4 || 3 Canada || Smiley-Coleville || 22,5 || 2,2 Canada || Midale || 29 || 2,4 Canada || Milk River Pipeline || 36 || 1,4 Canada || Ipl-Mix Sweet || 40 || 0,2 Canada || Ipl-Mix Sour || 38 || 0,5 Canada || Ipl Condensate || 55 || 0,3 Canada || Aurora Light || 39,5 || 0,4 Canada || Aurora Condensate || 65 || 0,3 Canada || Reagan Field || 35 || 0,2 Canada || Synthetic Canada || 30,3 || 1,7 Canada || Cold Lake || 13,2 || 4,1 Canada || Cold Lake Blend || 26,9 || 3 Canada || Canadian Federated || 39,4 || 0,3 Canada || Chauvin || 22 || 2,7 Canada || Gcos || 23 || NA Canada || Gulf Alberta L & M || 35,1 || 1 Canada || Light Sour Blend || 35 || 1,2 Canada || Lloyd Blend || 22 || 2,8 Canada || Peace River Condensate || 54,9 || NA Canada || Sarnium Condensate || 57,7 || NA Canada || Saskatchewan Light || 32,9 || NA Canada || Sweet Mixed Blend || 38 || 0,5 Canada || Syncrude || 32 || 0,1 Canada || Rangeland – South L & M || 39,5 || 0,5 Canada || Northblend Nevis || 34 || NA Canada || Canadian Common Condensate || 55 || NA Canada || Canadian Common || 39 || 0,3 Canada || Waterton Condensate || 65,1 || NA Canada || Panuke Condensate || 56 || NA Canada || Federated Light and Medium || 39,7 || 2 Canada || Wabasca || 23 || NA Canada || Hibernia || 37,3 || 0,37 Canada || BC Light || 40 || NA Canada || Boundary || 39 || NA Canada || Albian Heavy || 21 || NA Canada || Koch Alberta || 34 || NA Canada || Terra Nova || 32,3 || NA Canada || Echo Blend || 20,6 || 3,15 Canada || Western Canadian Blend || 19,8 || 3 Canada || Western Canadian Select || 20,5 || 3,33 Canada || White Rose || 31,0 || 0,31 Canada || Access || 22 || NA Canada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20,9 || NA Canada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20,03 || 2,62 Canada || Christina Lake || 20,5 || 3 Canada || CNRL || 34 || NA Canada || Husky Synthetic Blend || 31,91 || 0,11 Canada || Premium Albian Synthetic (PAS) || 35,5 || 0,04 Canada || Seal Heavy(SH) || 19,89 || 4,54 Canada || Suncor Synthetic A (OSA) || 33,61 || 0,178 Canada || Suncor Synthetic H (OSH) || 19,53 || 3,079 Canada || Peace Sour || 33 || NA Canada || Western Canadian Resid || 20,7 || NA Canada || Christina Dilbit Blend || 21,0 || NA Canada || Christina Lake Dilbit || 38,08 || 3,80 Chile || Chile Miscellaneous || NA || NA Tchad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14 Tchad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17 Kina || Taching (Daqing) || 33 || 0,1 Kina || Shengli || 24,2 || 1 Kina || Beibu || NA || NA Kina || Chengbei || 17 || NA Kina || Lufeng || 34,4 || NA Kina || Xijiang || 28 || NA Kina || Wei Zhou || 39,9 || NA Kina || Liu Hua || 21 || NA Kina || Boz Hong || 17 || 0,282 Kina || Peng Lai || 21,8 || 0,29 Kina || Xi Xiang || 32,18 || 0,09 Colombia || Onto || 35,3 || 0,5 Colombia || Putamayo || 35 || 0,5 Colombia || Rio Zulia || 40,4 || 0,3 Colombia || Orito || 34,9 || 0,5 Colombia || Cano-Limon || 30,8 || 0,5 Colombia || Lasmo || 30 || NA Colombia || Cano Duya-1 || 28 || NA Colombia || Corocora-1 || 31,6 || NA Colombia || Suria Sur-1 || 32 || NA Colombia || Tunane-1 || 29 || NA Colombia || Casanare || 23 || NA Colombia || Cusiana || 44,4 || 0,2 Colombia || Vasconia || 27,3 || 0,6 Colombia || Castilla Blend || 20,8 || 1,72 Colombia || Cupiaga || 43,11 || 0,082 Colombia || South Blend || 28,6 || 0,72 Congo (Brazzaville) || Emeraude || 23,6 || 0,5 Congo (Brazzaville) || Djeno Blend || 26,9 || 0,3 Congo (Brazzaville) || Viodo Marina-1 || 26,5 || NA Congo (Brazzaville) || Nkossa || 47 || 0,03 Congo (Kinshasa) || Muanda || 34 || 0,1 Congo (Kinshasa) || Congo/Zaire || 31,7 || 0,1 Congo (Kinshasa) || Coco || 30,4 || 0,15 Côte d’Ivoire || Espoir || 31,4 || 0,3 Côte d’Ivoire || Lion Cote || 41,1 || 0,101 Danmark || Dan || 30,4 || 0,3 Danmark || Gorm || 33,9 || 0,2 Danmark || Danish North Sea || 34,5 || 0,26 Dubai || Dubai (Fateh) || 31,1 || 2 Dubai || Margham Light || 50,3 || 0 Ecuador || Oriente || 29,2 || 1 Ecuador || Quito || 29,5 || 0,7 Ecuador || Santa Elena || 35 || 0,1 Ecuador || Limoncoha-1 || 28 || NA Ecuador || Frontera-1 || 30,7 || NA Ecuador || Bogi-1 || 21,2 || NA Ecuador || Napo || 19 || 2 Ecuador || Napo Light || 19,3 || NA Egypten || Belayim || 27,5 || 2,2 Egypten || El Morgan || 29,4 || 1,7 Egypten || Rhas Gharib || 24,3 || 3,3 Egypten || Gulf of Suez Mix || 31,9 || 1,5 Egypten || Geysum || 19,5 || NA Egypten || East Gharib (J-1) || 37,9 || NA Egypten || Mango-1 || 35,1 || NA Egypten || Rhas Budran || 25 || NA Egypten || Zeit Bay || 34,1 || 0,1 Egypten || East Zeit Mix || 39 || 0,87 Ækvatorialguinea || Zafiro || 30,3 || NA Ækvatorialguinea || Alba Condensate || 55 || NA Ækvatorialguinea || Ceiba || 30,1 || 0,42 Gabon || Gamba || 31,8 || 0,1 Gabon || Mandji || 30,5 || 1,1 Gabon || Lucina Marine || 39,5 || 0,1 Gabon || Oguendjo || 35 || NA Gabon || Rabi-Kouanga || 34 || 0,6 Gabon || T’Catamba || 44,3 || 0,21 Gabon || Rabi || 33,4 || 0,06 Gabon || Rabi Blend || 34 || NA Gabon || Rabi Light || 37,7 || 0,15 Gabon || Etame Marin || 36 || NA Gabon || Olende || 17,6 || 1,54 Gabon || Gabonian Miscellaneous || NA || NA Georgien || Georgian Miscellaneous || NA || NA Ghana || Bonsu || 32 || 0,1 Ghana || Salt Pond || 37,4 || 0,1 Guatemala || Coban || 27,7 || NA Guatemala || Rubelsanto || 27 || NA Indien || Bombay High || 39,4 || 0,2 Indonesien || Minas (Sumatron Light) || 34,5 || 0,1 Indonesien || Ardjuna || 35,2 || 0,1 Indonesien || Attaka || 42,3 || 0,1 Indonesien || Suri || 18,4 || 0,2 Indonesien || Sanga Sanga || 25,7 || 0,2 Indonesien || Sepinggan || 37,9 || 0,9 Indonesien || Walio || 34,1 || 0,7 Indonesien || Arimbi || 31,8 || 0,2 Indonesien || Poleng || 43,2 || 0,2 Indonesien || Handil || 32,8 || 0,1 Indonesien || Jatibarang || 29 || 0,1 Indonesien || Cinta || 33,4 || 0,1 Indonesien || Bekapai || 40 || 0,1 Indonesien || Katapa || 52 || 0,1 Indonesien || Salawati || 38 || 0,5 Indonesien || Duri (Sumatran Heavy) || 21,1 || 0,2 Indonesien || Sembakung || 37,5 || 0,1 Indonesien || Badak || 41,3 || 0,1 Indonesien || Arun Condensate || 54,5 || NA Indonesien || Udang || 38 || 0,1 Indonesien || Klamono || 18,7 || 1 Indonesien || Bunya || 31,7 || 0,1 Indonesien || Pamusian || 18,1 || 0,2 Indonesien || Kerindigan || 21,6 || 0,3 Indonesien || Melahin || 24,7 || 0,3 Indonesien || Bunyu || 31,7 || 0,1 Indonesien || Camar || 36,3 || NA Indonesien || Cinta Heavy || 27 || NA Indonesien || Lalang || 40,4 || NA Indonesien || Kakap || 46,6 || NA Indonesien || Sisi-1 || 40 || NA Indonesien || Giti-1 || 33,6 || NA Indonesien || Ayu-1 || 34,3 || NA Indonesien || Bima || 22,5 || NA Indonesien || Padang Isle || 34,7 || NA Indonesien || Intan || 32,8 || NA Indonesien || Sepinggan - Yakin Mixed || 31,7 || 0,1 Indonesien || Widuri || 32 || 0,1 Indonesien || Belida || 45,9 || 0 Indonesien || Senipah || 51,9 || 0,03 Iran || Iranian Light || 33,8 || 1,4 Iran || Iranian Heavy || 31 || 1,7 Iran || Soroosh (Cyrus) || 18,1 || 3,3 Iran || Dorrood (Darius) || 33,6 || 2,4 Iran || Rostam || 35,9 || 1,55 Iran || Salmon (Sassan) || 33,9 || 1,9 Iran || Foroozan (Fereidoon) || 31,3 || 2,5 Iran || Aboozar (Ardeshir) || 26,9 || 2,5 Iran || Sirri || 30,9 || 2,3 Iran || Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend) || 27,1 || 2,5 Iran || Bahr/Nowruz || 25,0 || 2,5 Iran || Iranian Miscellaneous || NA || NA Irak || Basrah Light (Pers. Gulf) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || NA Irak || Bai Hasson (Pers. Gulf) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Pers. Gulf) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Pers. Gulf) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Pers. Gulf) || 35,1 || 2 Irak || N. Rumalia (Pers. Gulf) || 34,3 || 2 Irak || Ras el Behar || 33 || NA Irak || Basrah Light (Red Sea) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Red Sea) || 36,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Red Sea) || 28 || NA Irak || Bai Hasson (Red Sea) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Red Sea) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Red Sea) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Red Sea) || 34 || 1,9 Irak || N. Rumalia (Red Sea) || 34,3 || 2 Irak || Ratawi || 23,5 || 4,1 Irak || Basrah Light (Turkey) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Turkey) || 36,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Turkey) || 28 || NA Irak || Bai Hasson (Turkey) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Turkey) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Turkey) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Turkey) || 34 || 1,9 Irak || N. Rumalia (Turkey) || 34,3 || 2 Irak || FAO Blend || 27,7 || 3,6 Kazakhstan || Kumkol || 42,5 || 0,07 Kazakhstan || CPC Blend || 44,2 NA || 0,54 Kuwait || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31,4 || 2,5 Kuwait || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || NA Kuwait || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 Libyen || Bu Attifel || 43,6 || 0 Libyen || Amna (high pour) || 36,1 || 0,2 Libyen || Brega || 40,4 || 0,2 Libyen || Sirtica || 43,3 || 0,43 Libyen || Zueitina || 41,3 || 0,3 Libyen || Bunker Hunt || 37,6 || 0,2 Libyen || El Hofra || 42,3 || 0,3 Libyen || Dahra || 41 || 0,4 Libyen || Sarir || 38,3 || 0,2 Libyen || Zueitina Condensate || 65 || 0,1 Libyen || El Sharara || 42,1 || 0,07 Malaysia || Miri Light || 36,3 || 0,1 Malaysia || Tembungo || 37,5 || NA Malaysia || Labuan Blend || 33,2 || 0,1 Malaysia || Tapis || 44,3 || 0,1 Malaysia || Tembungo || 37,4 || 0 Malaysia || Bintulu || 26,5 || 0,1 Malaysia || Bekok || 49 || NA Malaysia || Pulai || 42,6 || NA Malaysia || Dulang || 39 || 0,037 Mauretanien || Chinguetti || 28,2 || 0,51 Mexico || Isthmus || 32,8 || 1,5 Mexico || Maya || 22 || 3,3 Mexico || Olmeca || 39 || NA Mexico || Altamira || 16 || NA Mexico || Topped Isthmus || 26,1 || 1,72 Nederlandene || Alba || 19,59 || NA Neutral Zone || Eocene (Wafra) || 18,6 || 4,6 Neutral Zone || Hout || 32,8 || 1,9 Neutral Zone || Khafji || 28,5 || 2,9 Neutral Zone || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 Neutral Zone || Ratawi || 23,5 || 4,1 Neutral Zone || Neutral Zone Mix || 23,1 || NA Neutral Zone || Khafji Blend || 23,4 || 3,8 Nigeria || Forcados Blend || 29,7 || 0,3 Nigeria || Escravos || 36,2 || 0,1 Nigeria || Brass River || 40,9 || 0,1 Nigeria || Qua Iboe || 35,8 || 0,1 Nigeria || Bonny Medium || 25,2 || 0,2 Nigeria || Pennington || 36,6 || 0,1 Nigeria || Bomu || 33 || 0,2 Nigeria || Bonny Light || 36,7 || 0,1 Nigeria || Brass Blend || 40,9 || 0,1 Nigeria || Gilli Gilli || 47,3 || NA Nigeria || Adanga || 35,1 || NA Nigeria || Iyak-3 || 36 || NA Nigeria || Antan || 35,2 || NA Nigeria || OSO || 47 || 0,06 Nigeria || Ukpokiti || 42,3 || 0,01 Nigeria || Yoho || 39,6 || NA Nigeria || Okwori || 36,9 || NA Nigeria || Bonga || 28,1 || NA Nigeria || ERHA || 31,7 || 0,21 Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0,09 Nigeria || Akpo || 45,17 || 0,06 Nigeria || EA || 38 || NA Nigeria || Agbami || 47,2 || 0,044 Norge || Ekofisk || 43,4 || 0,2 Norge || Tor || 42 || 0,1 Norge || Statfjord || 38,4 || 0,3 Norge || Heidrun || 29 || NA Norge || Norwegian Forties || 37,1 || NA Norge || Gullfaks || 28,6 || 0,4 Norge || Oseberg || 32,5 || 0,2 Norge || Norne || 33,1 || 0,19 Norge || Troll || 28,3 || 0,31 Norge || Draugen || 39,6 || NA Norge || Sleipner Condensate || 62 || 0,02 Oman || Oman Export || 36,3 || 0,8 Papua Ny Guinea || Kutubu || 44 || 0,04 Peru || Loreto || 34 || 0,3 Peru || Talara || 32,7 || 0,1 Peru || High Cold Test || 37,5 || NA Peru || Bayovar || 22,6 || NA Peru || Low Cold Test || 34,3 || NA Peru || Carmen Central-5 || 20,7 || NA Peru || Shiviyacu-23 || 20,8 || NA Peru || Mayna || 25,7 || NA Filippinerne || Nido || 26,5 || NA Filippinerne || Philippines Miscellaneous || NA || NA Qatar || Dukhan || 41,7 || 1,3 Qatar || Qatar Marine || 35,3 || 1,6 Qatar || Qatar Land || 41,4 || NA Ras Al Khaimah || Rak Condensate || 54,1 || NA Ras Al Khaimah || Ras Al Khaimah Miscellaneous || NA || NA Rusland || Urals || 31 || 2 Rusland || Russian Export Blend || 32,5 || 1,4 Rusland || M100 || 17,6 || 2,02 Rusland || M100 Heavy || 16,67 || 2,09 Rusland || Siberian Light || 37,8 || 0,4 Rusland || E4 (Gravenshon) || 19,84 || 1,95 Rusland || E4 Heavy || 18 || 2,35 Rusland || Purovsky Condensate || 64,1 || 0,01 Rusland || Sokol || 39,7 || 0,18 Saudi-Arabien || Light (Pers. Gulf) || 33,4 || 1,8 Saudi-Arabien || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27,9 || 2,8 Saudi-Arabien || Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30,8 || 2,4 Saudi-Arabien || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37,8 || 1,1 Saudi-Arabien || Light (Yanbu) || 33,4 || 1,2 Saudi-Arabien || Heavy (Yanbu) || 27,9 || 2,8 Saudi-Arabien || Medium (Yanbu) || 30,8 || 2,4 Saudi-Arabien || Berri (Yanbu) || 37,8 || 1,1 Saudi-Arabien || Medium (Zuluf/Marjan) || 31,1 || 2,5 Sharjah || Mubarek. Sharjah || 37 || 0,6 Sharjah || Sharjah Condensate || 49,7 || 0,1 Singapore || Rantau || 50,5 || 0,1 Spanien || Amposta Marina North || 37 || NA Spanien || Casablanca || 34 || NA Spanien || El Dorado || 26,6 || NA Syrien || Syrian Straight || 15 || NA Syrien || Thayyem || 35 || NA Syrien || Omar Blend || 38 || NA Syrien || Omar || 36,5 || 0,1 Syrien || Syrian Light || 36 || 0,6 Syrien || Souedie || 24,9 || 3,8 Thailand || Erawan Condensate || 54,1 || NA Thailand || Sirikit || 41 || NA Thailand || Nang Nuan || 30 || NA Thailand || Bualuang || 27 || NA Thailand || Benchamas || 42,4 || 0,12 Trinidad og Tobago || Galeota Mix || 32,8 || 0,3 Trinidad og Tobago || Trintopec || 24,8 || NA Trinidad og Tobago || Land/Trinmar || 23,4 || 1,2 Trinidad og Tobago || Calypso Miscellaneous || 30,84 || 0,59 Tunesien || Zarzaitine || 41,9 || 0,1 Tunesien || Ashtart || 29 || 1 Tunesien || El Borma || 43,3 || 0,1 Tunesien || Ezzaouia-2 || 41,5 || NA Tyrkiet || Turkish Miscellaneous || NA || NA Ukraine || Ukraine Miscellaneous || NA || NA Det Forenede Kongerige || Auk || 37,2 || 0,5 Det Forenede Kongerige || Beatrice || 38,7 || 0,05 Det Forenede Kongerige || Brae || 33,6 || 0,7 Det Forenede Kongerige || Buchan || 33,7 || 0,8 Det Forenede Kongerige || Claymore || 30,5 || 1,6 Det Forenede Kongerige || S.V. (Brent) || 36,7 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Tartan || 41,7 || 0,6 Det Forenede Kongerige || Tern || 35 || 0,7 Det Forenede Kongerige || Magnus || 39,3 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Dunlin || 34,9 || 0,4 Det Forenede Kongerige || Fulmar || 40 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Hutton || 30,5 || 0,7 Det Forenede Kongerige || N.W. Hutton || 36,2 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Maureen || 35,5 || 0,6 Det Forenede Kongerige || Murchison || 38,8 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Ninian Blend || 35,6 || 0,4 Det Forenede Kongerige || Montrose || 40,1 || 0,2 Det Forenede Kongerige || Beryl || 36,5 || 0,4 Det Forenede Kongerige || Piper || 35,6 || 0,9 Det Forenede Kongerige || Forties || 36,6 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Brent Blend || 38 || 0,4 Det Forenede Kongerige || Flotta || 35,7 || 1,1 Det Forenede Kongerige || Thistle || 37 || 0,3 Det Forenede Kongerige || S.V. (Ninian) || 38 || 0,3 Det Forenede Kongerige || Argyle || 38,6 || 0,2 Det Forenede Kongerige || Heather || 33,8 || 0,7 Det Forenede Kongerige || South Birch || 38,6 || NA Det Forenede Kongerige || Wytch Farm || 41,5 || NA Det Forenede Kongerige || Cormorant. North || 34,9 || 0,7 Det Forenede Kongerige || Cormorant. South (Cormorant “A”) || 35,7 || 0,6 Det Forenede Kongerige || Alba || 19,2 || NA Det Forenede Kongerige || Foinhaven || 26,3 || 0,38 Det Forenede Kongerige || Schiehallion || 25,8 || NA Det Forenede Kongerige || Captain || 19,1 || 0,7 Det Forenede Kongerige || Harding || 20,7 || 0,59 USA - Alaska || ANS || NA || NA USA - Colorado || Niobrara || NA || NA USA - New Mexico || Four Corners || NA || NA USA - North Dakota || Bakken || NA || NA USA - North Dakota || North Dakota Sweet || NA || NA USA - Texas || WTI || NA || NA USA - Texas || Eagle Ford || NA || NA USA - Utah || Covenant || NA || NA USA - Federal OCS || Beta || NA || NA USA - Federal OCS || Carpinteria || NA || NA USA - Federal OCS || Dos Cuadras || NA || NA USA - Federal OCS || Hondo || NA || NA USA - Federal OCS || Hueneme || NA || NA USA - Federal OCS || Pescado || NA || NA USA - Federal OCS || Point Arguello || NA || NA USA - Federal OCS || Point Pedernales || NA || NA USA - Federal OCS || Sacate || NA || NA USA - Federal OCS || Santa Clara || NA || NA USA - Federal OCS || Sockeye || NA || NA Usbekistan || Uzbekistan Miscellaneous || NA || NA Venezuela || Jobo (Monagas) || 12,6 || 2 Venezuela || Lama Lamar || 36,7 || 1 Venezuela || Mariago || 27 || 1,5 Venezuela || Ruiz || 32,4 || 1,3 Venezuela || Tucipido || 36 || 0,3 Venezuela || Venez Lot 17 || 36,3 || 0,9 Venezuela || Mara 16/18 || 16,5 || 3,5 Venezuela || Tia Juana Light || 32,1 || 1,1 Venezuela || Tia Juana Med 26 || 24,8 || 1,6 Venezuela || Officina || 35,1 || 0,7 Venezuela || Bachaquero || 16,8 || 2,4 Venezuela || Cento Lago || 36,9 || 1,1 Venezuela || Lagunillas || 17,8 || 2,2 Venezuela || La Rosa Medium || 25,3 || 1,7 Venezuela || San Joaquin || 42 || 0,2 Venezuela || Lagotreco || 29,5 || 1,3 Venezuela || Lagocinco || 36 || 1,1 Venezuela || Boscan || 10,1 || 5,5 Venezuela || Leona || 24,1 || 1,5 Venezuela || Barinas || 26,2 || 1,8 Venezuela || Sylvestre || 28,4 || 1 Venezuela || Mesa || 29,2 || 1,2 Venezuela || Ceuta || 31,8 || 1,2 Venezuela || Lago Medio || 31,5 || 1,2 Venezuela || Tigre || 24,5 || NA Venezuela || Anaco Wax || 41,5 || 0,2 Venezuela || Santa Rosa || 49 || 0,1 Venezuela || Bombai || 19,6 || 1,6 Venezuela || Aguasay || 41,1 || 0,3 Venezuela || Anaco || 43,4 || 0,1 Venezuela || BCF-Bach/Lag17 || 16,8 || 2,4 Venezuela || BCF-Bach/Lag21 || 20,4 || 2,1 Venezuela || BCF-21.9 || 21,9 || NA Venezuela || BCF-24 || 23,5 || 1,9 Venezuela || BCF-31 || 31 || 1,2 Venezuela || BCF Blend || 34 || 1 Venezuela || Bolival Coast || 23,5 || 1,8 Venezuela || Ceuta/Bach 18 || 18,5 || 2,3 Venezuela || Corridor Block || 26,9 || 1,6 Venezuela || Cretaceous || 42 || 0,4 Venezuela || Guanipa || 30 || 0,7 Venezuela || Lago Mix Med. || 23,4 || 1,9 Venezuela || Larosa/Lagun || 23,8 || 1,8 Venezuela || Menemoto || 19,3 || 2,2 Venezuela || Cabimas || 20,8 || 1,8 Venezuela || BCF-23 || 23 || 1,9 Venezuela || Oficina/Mesa || 32,2 || 0,9 Venezuela || Pilon || 13,8 || 2 Venezuela || Recon (Venez) || 34 || NA Venezuela || 102 Tj (25) || 25 || 1,6 Venezuela || Tjl Cretaceous || 39 || 0,6 Venezuela || Tia Juana Pesado (Heavy) || 12,1 || 2,7 Venezuela || Mesa-Recon || 28,4 || 1,3 Venezuela || Oritupano || 19 || 2 Venezuela || Hombre Pintado || 29,7 || 0,3 Venezuela || Merey || 17,4 || 2,2 Venezuela || Lago Light || 41,2 || 0,4 Venezuela || Laguna || 11,2 || 0,3 Venezuela || Bach/Cueta Mix || 24 || 1,2 Venezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7 Venezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6 Venezuela || Temblador || 23,1 || 0,8 Venezuela || Lagomar || 32 || 1,2 Venezuela || Taparito || 17 || NA Venezuela || BCF-Heavy || 16,7 || NA Venezuela || BCF-Medium || 22 || NA Venezuela || Caripito Blend || 17,8 || NA Venezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18,1 || NA Venezuela || Morichal || 10,6 || NA Venezuela || Pedenales || 20,1 || NA Venezuela || Quiriquire || 16,3 || NA Venezuela || Tucupita || 17 || NA Venezuela || Furrial-2 (E. Venezuela) || 27 || NA Venezuela || Curazao Blend || 18 || NA Venezuela || Santa Barbara || 36,5 || NA Venezuela || Cerro Negro || 15 || NA Venezuela || BCF22 || 21,1 || 2,11 Venezuela || Hamaca || 26 || 1,55 Venezuela || Zuata 10 || 15 || NA Venezuela || Zuata 20 || 25 || NA Venezuela || Zuata 30 || 35 || NA Venezuela || Monogas || 15,9 || 3,3 Venezuela || Corocoro || 24 || NA Venezuela || Petrozuata || 19,5 || 2,69 Venezuela || Morichal 16 || 16 || NA Venezuela || Guafita || 28,6 || 0,73 Vietnam || Bach Ho (White Tiger) || 38,6 || 0 Vietnam || Dai Hung (Big Bear) || 36,9 || 0,1 Vietnam || Rang Dong || 37,7 || 0,5 Vietnam || Ruby || 35,6 || 0,08 Vietnam || Su Tu Den (Black Lion) || 36,8 || 0,05 Yemen || North Yemeni Blend || 40,5 || NA Yemen || Alif || 40,4 || 0,1 Yemen || Maarib Lt. || 49 || 0,2 Yemen || Masila Blend || 30-31 || 0,6 Yemen || Shabwa Blend || 34,6 || 0,6 Alle || Olieskifer || NA || NA Alle || Skiferolie || NA || NA Alle || Naturgas: via rørledning fra kilden || NA || NA Alle || Naturgas: fra LNG || NA || NA Alle || Skifergas: via rørledning fra kilden || NA || NA Alle || Kul || NA || NA Bilag II Beregning af referencedrivhusgasintensiteten for fossile brændstoffer Metode a) Referencedrivhusgasintensiteten beregnes på grundlag af Unionens gennemsnitlige forbrug af fossile brændstoffer som benzin, diesel, gasolie, LPG og CNG: Beregning af referencedrivhusgasintensitet = hvor: x er de forskellige brændstoffer og energibærere, der er omfattet af direktivet, og som er defineret i nedenstående tabel. GHGix er drivhusgasintensiteten pr. enhed af den årligt solgte mængde på markedet af brændstof x eller energibæreren, der er omfattet af dette direktiv, udtrykt i gCO2eq/MJ. Værdierne for de fossile brændstoffer, der er angivet i bilag I, del 2, nr. 5, skal anvendes. MJx er den samlede leverede og konverterede energi fra indberettede voluminer af brændstof x, udtrykt i megajoule. b) Forbrugsdata Forbrugsdata, der anvendes til beregning af værdien, skal være som følger: Brændstof || Energiforbrug (MJ) || Kilde diesel || 7 894 969 x 106 || Medlemsstaternes indberetning til UNFCCC for 2010 gasolie til ikkevejgående maskiner || 240 763 x 106 Benzin || 3 844 356 x 106 LPG || 217 563 x 106 CNG || 51 037 x 106 Drivhusgasintensitet Drivhusgasintensiteten skal for 2010 være: 94,1 gCO2eq/MJ Bilag III Medlemsstaternes indberetning til Kommissionen 1. Medlemsstaterne indberetter senest den 30. juni hvert år, de data, der er anført i punkt 3. Der indberettes data for alle brændstoffer og energi, som er markedsført i medlemsstaten. Hvis flere biobrændstoffer blandes med fossile brændstoffer, skal der angives data for hvert biobrændstof. 2. De data, der er anført i punkt 3, indberettes separat for brændstof eller energi, der markedsføres af leverandører i medlemsstaten (inklusive fællesleverandører, der arbejder i en enkelt medlemsstat), og leverancer, der markedsføres i to eller flere medlemsstater af fællesleverandører (mellemstatslige fællesleverandører). Data fra mellemstatlige fællesleverandører skal yderligere opdeles pr. medlemsstat af hver fællesleverandør. 3. For hvert brændstof indberetter medlemsstaterne følgende data til Kommissionen, aggregeret i henhold til punkt 2 og som defineret i bilag I: a) Type af brændstof eller energi b) Volumen eller mængde elektrisk energi c) Drivhusgasintensitet d) Opstrømsemissionsreduktioner e) Oprindelse f) Købssted. Bilag IV Format til indberetning af oplysninger af hensyn til datakonsistens Brændstof - enkeltleverandør Brændstof - fællesleverandør Elektricitet Oprindelse – enkeltleverandører8 Oprindelse – fællesleverandører8 Købssted9 Samlet indberettet energi og opnået reduktion pr. medlemsstat Noter til formatet Formatet til leverandørernes indberetning er det samme som formatet for medlemsstaternes indberetning. "Grå" felter udfyldes ikke. 1. Leverandøridentifikation, jf. bilag I, del 1, nr. 4, litra a) 2. Mængden af brændstof er defineret i bilag I, del 1, nr. 4, litra c) 3. API-tæthed er fastlagt efter prøvningsmetode ASTM D287 4. Drivhusgasintensiteten er defineret i bilag I, del 1, nr. 4, litra e) 5. Opstrømsemissionsreduktionen er defineret i bilag I, del 1, nr. 4, litra d); indberetningsspecifikationer er fastlagt i bilag I, del 2, nr. 1 6. Mængden af elektricitet er defineret i bilag I, del 2, nr. 6 7. Brændstoftyper og modsvarende KN-koder er defineret i bilag I, del 1, nr. 4, litra b) 8. Oprindelse er defineret i bilag I, del 2, nr. 2, og i bilag I, del 2, nr. 4 9. Købssted er defineret i bilag I, del 2, nr. 3, og i bilag I, del 2, nr. 4 10. Det samlede volumen kan være større end det samlede faktiske brændstof- og elforbrug, da denne sum kan omfatte voluminer fra leverandører, som indberetter sammen med leverandører fra andre medlemsstater. [1] Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16). [2] http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [3] EUT L 140 af 5.6.2009, s. 1.