2015L0652 — DE — 25.04.2015 — 000.001

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RICHTLINIE (EU) 2015/652 DES RATES

vom 20. April 2015

zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen







DER RAT DER EUROPÄISCHEN UNION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, gestützt auf die Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 1998 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG des Rates ( 1 ), insbesondere auf Artikel 7a Absatz 5, auf Vorschlag der Europäischen Kommission, in Erwägung nachstehender Gründe: (1) Das gemäß Artikel 7a Absatz 5 der Richtlinie 98/70/EG einzurichtende Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus nicht-biogenen Quellen sollte zu einer hinreichend genauen Berichterstattung führen, so dass die Kommission kritisch die Leistung von Anbietern bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 der genannten Richtlinie bewerten kann. Das Berechnungsverfahren sollte Genauigkeit sicherstellen und gleichzeitig die Komplexität der damit verbundenen Verwaltungserfordernisse berücksichtigen. Darüber hinaus sollte es den Anbietern Anreize dafür geben, die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu verringern. Außerdem sollte sorgfältig geprüft werden, wie sich das Berechnungsverfahren auf Raffinerien in der Union auswirkt. Deswegen sollte sich das Berechnungsverfahren auf die durchschnittlichen Treibhausgasintensitäten stützen, die einem für einen bestimmten Kraftstoff typischen Industriedurchschnitt entsprechen. Der Vorteil dabei wäre ein geringerer Verwaltungsaufwand für Anbieter und Mitgliedstaaten. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt sollte das vorgeschlagene Berechnungsverfahren keine Differenzierung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen auf der Grundlage der Rohstoffquelle erfordern, da dies den laufenden Investitionen in bestimmte Raffinerien in der Union abträglich wäre. (2) Die Berichterstattungspflichten von Anbietern, die kleine oder mittlere Unternehmen (KMU) im Sinne der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission ( 2 ) sind, sollten so gering, wie im Rahmen von Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG möglich, gehalten werden. Ebenso sollten die Einführer von außerhalb der Union raffinierten Otto- und Dieselkraftstoffen nicht verpflichtet sein, detaillierte Informationen zu den Quellen der Rohöle, aus denen diese Kraftstoffe hergestellt wurden, zu übermitteln, da diese Angaben möglicherweise nicht vorliegen oder schwierig zu beschaffen sind. (3) Um Anreize für weitere Reduktionen der Treibhausgasemissionen zu schaffen, sollten Einsparungen, die für Upstream-Emissions-Reduktionen (UER), einschließlich solcher aus dem Abfackeln und Entgasen, geltend gemacht werden, in die Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen der Anbieter einbezogen werden. Damit die Anbieter leichter UER geltend machen können, sollte für die Berechnung und Zertifizierung von Emissionsreduktionen der Einsatz unterschiedlicher Systeme zugelassen werden. In Betracht kommen sollten nur UER-Projekte, die nach Festsetzung des Kraftstoffbasiswerts in Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG, also nach dem 1. Januar 2011, beginnen. (4) Gewichtete durchschnittliche Treibhausgasstandardwerte, die die in der Union verbrauchten Rohöle repräsentieren, bieten ein einfaches Berechnungsverfahren, nach dem die Anbieter den Treibhausgasgehalt der von ihnen gelieferten Kraftstoffe bestimmen können. (5) UER sollten nach Grundsätzen und Normen geschätzt und validiert werden, die in internationalen Normen, insbesondere ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066 enthalten sind. (6) Es ist außerdem angezeigt, den Mitgliedstaaten die Umsetzung von Rechtsvorschriften über UER, einschließlich aus dem Abfackeln und Entgasen, zu erleichtern. Zu diesem Zweck sollten unter der Leitung der Kommission nichtlegislative Leitlinien zu Ansätzen erstellt werden, mit denen solche UER (einschließlich der Verringerung des Abfackelns und Entgasens an Förderstätten) quantifiziert, überprüft, validiert, überwacht und gemeldet werden, bevor der in Artikel 7 dieser Richtlinie festgelegte Umsetzungszeitraum abläuft. (7) Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren geschaffen werden, nach dem auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen der Basiswert im Jahr 2010 bestimmt wird. Der Kraftstoffbasiswert sollte sich auf die verbrauchten Mengen von Diesel- und Ottokraftstoff, Gasöl für mobile Maschinen und Geräte, Flüssiggas (LPG) und komprimiertem Erdgas (CNG) stützen und die Daten heranziehen, die im Jahr 2010 von den Mitgliedstaaten offiziell an die Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen (im Folgenden „UNFCCC“) weitergegeben wurden. Der Kraftstoffbasiswert sollte nicht die fossile Vergleichsgröße sein, die verwendet wird, um die Einsparungen von Treibhausgasemissionen aus Biokraftstoffen zu berechnen; diese sollte wie in Anhang IV der Richtlinie 98/70/EG festgelegt bestehen bleiben. (8) Da sich die Zusammensetzung des maßgeblichen fossilen Kraftstoffmixes von einem Jahr zum anderen nur wenig ändert, wird auch die aggregierte Veränderung der Treibhausgasintensität fossiler Kraftstoffe im Laufe der Jahre gering sein. Daher sollten dem Kraftstoffbasiswert die durchschnittlichen EU-Verbrauchswerte aus dem Jahr 2010 zugrunde gelegt werden, welche die Mitgliedstaaten an die UNFCCC übermittelt haben. (9) Der Kraftstoffbasiswert sollte eine durchschnittliche Intensität für die Upstream-Treibhausgasemissionen und die Intensität eines Kraftstoffs einer Raffinerie für fossile Kraftstoffe mit einer durchschnittlichen Komplexität darstellen. Deswegen sollte der Kraftstoffbasiswert anhand des durchschnittlichen Standardwerts für den jeweiligen Kraftstoff berechnet werden. Der Kraftstoffbasiswert sollte im Zeitraum bis 2020 nicht geändert werden, um den Anbietern Rechtssicherheit in Bezug auf ihre Verpflichtungen zur Minderung der Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu bieten. (10) Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe d der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren zur Berechnung des Beitrags von Straßenfahrzeugen mit Elektroantrieb zur Reduktion von Lebenszyklustreibhausgasemissionen festgelegt werden. Jenem Artikel zufolge sollte das Berechnungsverfahren mit Artikel 3 Absatz 4 der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 3 ) vereinbar sein. Um die Vereinbarkeit zu gewährleisten, sollte derselbe Anpassungsfaktor für die Antriebsstrangeffizienz verwendet werden. (11) Die Anbieter können gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG den für die Verwendung im Straßenverkehr gelieferten elektrischen Strom in ihren jährlichen Berichten an die Mitgliedstaaten angeben. Zur Begrenzung der Verwaltungskosten empfiehlt es sich, das Berechnungsverfahren für die Zwecke der Berichterstattung durch die Anbieter auf eine Schätzung und nicht auf eine tatsächliche Messung des Stromverbrauchs durch ein Straßenfahrzeug oder Motorrad mit Elektroantrieb zu stützen. (12) Es ist angezeigt, für die Fälle, in denen ein Biokraftstoff und ein fossiler Kraftstoff im selben Verfahren verarbeitet werden, ein ausführliches Konzept für die Schätzung der Menge und der Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen vorzusehen. Ein spezielles Verfahren ist deshalb erforderlich, weil die resultierende Biokraftstoffmenge nicht gemessen werden kann, wie beispielsweise bei der gemeinsamen Hydrierung von pflanzlichen Ölen mit einem fossilen Kraftstoff. Artikel 7d Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG bestimmt, dass die Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen für die Zwecke des Artikels 7a und des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG nach demselben Verfahren berechnet werden. Deswegen ist die Zertifizierung von Treibhausgasemissionen im Rahmen anerkannter freiwilliger Systeme sowohl für die Zwecke des Artikels 7a als auch für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG gültig. (13) Die Berichterstattungspflicht der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollte durch ein harmonisiertes Format und harmonisierte Definitionen der zu übermittelnden Daten ergänzt werden. Da die Daten wichtig sind für das harmonisierte Berechnungsverfahren gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe a der Richtlinie 98/70/EG, müssen die Definitionen der Daten harmonisiert werden, damit im Zusammenhang mit den Berichterstattungspflichten eines einzelnen Anbieters die Treibhausgasintensität ordnungsgemäß berechnet werden kann. Diese Daten umfassen die Kennung des Anbieters sowie die Menge und die Art der in Verkehr gebrachten Kraftstoffe oder Energieträger. (14) Die Berichterstattungspflichten der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollten durch harmonisierte Anforderungen an die Berichterstattung, ein Berichterstattungsformat und harmonisierte Definitionen für die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission zur Treibhausgasbilanz der in der Union verbrauchten Kraftstoffe ergänzt werden. Diese Berichterstattungspflichten ermöglichen es insbesondere, die in Anhang IV Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 98/70/EG und in Anhang V Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 2009/28/EG beschriebene fossile Vergleichsgröße für Kraftstoffe zu aktualisieren, sie erleichtern die Berichterstattung gemäß Artikel 8 Absatz 3 und Artikel 9 Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG und sie erleichtern die Anpassung des Berechnungsverfahrens an den technischen und wissenschaftlichen Fortschritt, so dass sichergestellt ist, dass es den verfolgten Zweck erfüllt. Die betreffenden Daten sollten die in Verkehr gebrachte Kraftstoff- oder Energiemenge, die Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, den Erwerbsort und den Ursprung des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers einschließen. (15) Um den Verwaltungsaufwand zu verringern, ist es sachdienlich, dass die Mitgliedstaaten den Anbietern erlauben, die Berichterstattungspflichten durch Verwendung gleichwertiger Daten zu erfüllen, die im Rahmen anderer Vorschriften des Unionsrechts oder nationaler Rechtsvorschriften erhoben wurden, sofern die Berichterstattung gemäß den Anforderungen in Anhang IV und den Begriffsbestimmungen in den Anhängen I und III erfolgt. (16) Um Gruppen von Anbietern gemäß Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG die Berichterstattung zu erleichtern, können gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe c der genannten Richtlinie die für die Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften erlassen werden. Da die einzelnen Anbieter verschiedene Kraftstoffe in unterschiedlichen Anteilen in Verkehr bringen und deswegen möglicherweise in unterschiedlichem Maß Ressourcen mobilisieren müssen, um das Treibhausgasminderungsziel zu erreichen, sollte die Berichterstattung erleichtert werden, um eine Störung der physischen Verbringung von Kraftstoffen zu vermeiden. Es ist daher notwendig, die Begriffsbestimmungen der Kennung des Anbieters, der in Verkehr gebrachten Kraftstoff- oder Energiemenge, der Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, des Orts des Erwerbs und des Ursprungs des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers zu harmonisieren. Um bei gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 4 eine Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Umsetzung der Verfahren zur Berechnung und die Berichterstattung in den Mitgliedstaaten einschließlich der Berichterstattung an die Kommission so zu harmonisieren, dass sich die erforderlichen Angaben einer Gruppe von Anbietern auf einen spezifischen Mitgliedstaat beziehen. (17) Gemäß Artikel 8 Absatz 3 der Richtlinie 98/70/EG müssen die Mitgliedstaaten jährlich einen Bericht über die nationalen Daten zur Kraftstoffqualität für das vorangegangene Kalenderjahr vorlegen, der dem Muster entspricht, das in der Entscheidung 2002/159/EG der Kommission ( 4 ) festgelegt wurde. Um die durch die Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 5 ) vorgenommenen Änderungen der Richtlinie 98/70/EG und die damit verbundenen zusätzlichen Berichterstattungspflichten der Mitgliedstaaten abzudecken und im Interesse der Effizienz und Harmonisierung ist es notwendig, klar zu bestimmen, welche Angaben übermittelt werden sollten, und ein Muster für die Übermittlung dieser Daten durch die Anbieter und die Mitgliedstaaten festzulegen. (18) Die Kommission legte dem mit der Richtlinie 98/70/EG eingesetzten Ausschuss am 23. Februar 2012 einen Entwurf einer Maßnahme vor. Der Ausschuss konnte keine Stellungnahme mit der erforderlichen qualifizierten Mehrheit abgeben. Daher sollte die Kommission gemäß Artikel 5a Absatz 4 des Beschlusses 1999/468/EG des Rates ( 6 ) dem Rat einen Vorschlag unterbreiten — in Erwägung nachstehender Gründe: HAT FOLGENDE RICHTLINIE ERLASSEN:







Artikel 1

Gegenstand — Geltungsbereich

(1) Mit dieser Richtlinie werden Vorschriften zu den Verfahren der Berechnung und den Berichterstattungspflichten nach der Richtlinie 98/70/EG festgelegt.

(2) Diese Richtlinie gilt für Kraftstoffe, die für den Antrieb von Straßenkraftfahrzeugen, mobilen Maschinen und Geräten (einschließlich nicht auf See befindlicher Binnenschiffe) sowie von land- und forstwirtschaftlichen Zugmaschinen und nicht auf See befindlichen Sportbooten verwendet werden, und für in Straßenfahrzeugen verwendeten elektrischen Strom.

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieser Richtlinie und zusätzlich zu den in der Richtlinie 98/70/EG bereits enthaltenen Begriffsbestimmungen bezeichnet der Ausdruck

1. „Upstream-Emissionen“ sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang I genannte Kraftstoff hergestellt wurde;

2. „Naturbitumen“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe, a) die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM) ( 7 ), aufweisen; b) die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung Viskosität (in Centipoise) = 518,98e-0,038T berechnete Viskosität; dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius; c) die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates ( 8 ) fallen und d) deren Rohstoffquelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Rohstoffquelle selbst gewonnen wird;

3. „Ölschiefer“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthält und die unter die Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen;

4. „Kraftstoffbasiswert“ einen Kraftstoffbasiswert auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010;

5. „konventionelles Rohöl“ jeden Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht unter die Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt.

Artikel 3

Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasintensität von gelieferten Kraftstoffen und Energie, mit Ausnahme von Biokraftstoffen, und zur Berichterstattung durch die Anbieter

(1) Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass die Anbieter die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe nach dem Berechnungsverfahren gemäß Anhang I der vorliegenden Richtlinie bestimmen.

(2) Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 1 Unterabsatz 2 und von Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG verlangen die Mitgliedstaaten von den Anbietern, bei der Datenübermittlung die Begriffsbestimmungen und das Berechnungsverfahren in Anhang I der vorliegenden Richtlinie heranzuziehen. Die Daten werden jährlich mithilfe des Musters in Anhang IV übermittelt.

(3) Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG stellt jeder Mitgliedstaat sicher, dass eine Gruppe von Anbietern, die sich dafür entscheidet, als ein einzelner Anbieter zu gelten, ihre Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 innerhalb des betreffenden Mitgliedstaats erfüllt.

(4) Bei Anbietern, die KMU sind, wenden die Mitgliedstaaten das vereinfachte Verfahren gemäß Anhang I der vorliegenden Richtlinie an.

Artikel 4

Berechnung des Kraftstoffbasiswerts und der Reduktion der Treibhausgasintensität

Zur Überprüfung der Einhaltung der Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG durch die Anbieter verlangen die Mitgliedstaaten von diesen, die von ihnen erzielten Verringerungen der Lebenszyklustreibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und elektrischem Strom mit dem Kraftstoffbasiswert gemäß Anhang II der vorliegenden Richtlinie zu vergleichen.

Artikel 5

Berichterstattung durch die Mitgliedstaaten

(1) Im Rahmen der Berichterstattung an die Kommission gemäß Artikel 8 Absatz 3 der Richtlinie 98/70/EG übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission Daten zur Einhaltung von Artikel 7a der genannten Richtlinie nach Maßgabe von Anhang III der vorliegenden Richtlinie.

(2) Die Mitgliedstaaten verwenden bei der Vorlage der Daten nach Anhang III die gemäß der Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 9 ) zur Verfügung gestellten ReportNet-Anwendungen der Europäischen Umweltagentur. Die Mitgliedstaaten übermitteln die Daten elektronisch an das von der Europäischen Umweltagentur verwaltete zentrale Datenarchiv.

(3) Die Daten werden jährlich unter Verwendung des in Anhang IV vorgegebenen Musters übermittelt. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Übermittlungszeitpunkt und den Namen der Kontaktperson in der Behörde mit, die für die Überprüfung der Daten und ihre Übermittlung an die Kommission zuständig ist.

Artikel 6

Sanktionen

Die Mitgliedstaaten legen fest, welche Sanktionen bei einem Verstoß gegen die nationalen Vorschriften zur Umsetzung dieser Richtlinie zu verhängen sind, und treffen alle Maßnahmen, die notwendig sind, um deren Durchsetzung zu gewährleisten. Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Bestimmungen bis zum 21. April 2017 mit und unterrichten sie unverzüglich über alle späteren Änderungen dieser Bestimmungen.

Artikel 7

Umsetzung

(1) Die Mitgliedstaaten setzen die Rechts und Verwaltungsvorschriften in Kraft, die erforderlich sind, um dieser Richtlinie spätestens bis zum 21. April 2017 nachzukommen. Sie setzen die Kommission unverzüglich davon in Kenntnis.

(2) Wenn die Mitgliedstaaten diese Vorschriften erlassen, nehmen sie in den Vorschriften selbst oder durch einen Hinweis bei der amtlichen Veröffentlichung auf diese Richtlinie Bezug. Die Mitgliedstaaten regeln die Einzelheiten der Bezugnahme.

(3) Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Wortlaut der wichtigsten nationalen Rechtsvorschriften mit, die sie auf dem unter diese Richtlinie fallenden Gebiet erlassen.

Artikel 8

Inkrafttreten

Diese Richtlinie tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.

Artikel 9

Adressaten

Diese Richtlinie ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.









ANHANG I

VERFAHREN ZUR BERECHNUNG DER LEBENSZYKLUSTREIBHAUSGASINTENSITÄT VON KRAFTSTOFFEN UND ENERGIETRÄGERN UND DIE BERICHTERSTATTUNG DARÜBER DURCH ANBIETER

Teil 1

Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Anbieters

Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff (gCO2Äq/MJ) angegeben.

(1) Für die Berechnung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen werden die Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Stickoxid (N2O) und Methan (CH4) berücksichtigt. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden Emissionen dieser Gase wie folgt nach Emissionen in CO2-Äquivalent gewichtet:



CO2: 1; CH4: 25; N2O: 298

(2) Die Emissionen aus der Herstellung von Maschinen und Ausrüstungen für die Förderung, Produktion, Raffinierung und den Verbrauch von fossilen Kraftstoffen fließen nicht in die Berechnung von Treibhausgasemissionen ein.

(3) Die Treibhausgasintensität eines Anbieters, die sich aus den Lebenszyklustreibhausgasemissionen sämtlicher gelieferter Kraftstoffe und der gesamten gelieferten Energie ergibt, wird nach der nachstehenden Formel berechnet: Dabei ist a) „#“ die in der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 der Kommission ( 10 ) definierte Verbrauchsteuernummer des Anbieters (Steuerpflichtiger) (Verbrauchsteuernummer, Nummer des Systems zum Austausch von Verbrauchsteuerdaten (SEED) oder Umsatzsteuer (USt)-Identifikationsnummer in Anhang I Tabelle 1 Ziffer 5 Buchstabe a der Verordnung für die Bestimmungsort-Codes 1 bis 5 und 8), der auch der Verbrauchsteuerschuldner gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2008/118/EG des Rates ( 11 ) zu dem Zeitpunkt ist, zu dem gemäß Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2008/118/EG der Verbrauchsteueranspruch entsteht. Ist diese Verbrauchsteuernummer nicht verfügbar, so gewährleisten die Mitgliedstaaten, dass gemäß einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer ein gleichwertiges Identifizierungsmittel etabliert wird; b) „x“ die Arten von Kraftstoffen und Energieträgern, die gemäß Anhang I Tabelle 1 Ziffer 17 Buchstabe c der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 unter diese Richtlinie fallen. Liegen diese Daten nicht vor, so erhebt der Mitgliedstaat gleichwertige Daten entsprechend einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer. c) „MJx“ die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt wurde. Die Berechnung wird vorgenommen wie folgt: i) Die Menge jedes Kraftstoffs nach Kraftstoffart Sie ergibt sich aus den übermittelten Daten gemäß Anhang I Tabelle 1 — Ziffer 17 Buchstaben d, f und o der Verordnung (EG) Nr. 684/2009. Biokraftstoffmengen werden anhand der in Anhang III der Richtlinie 2009/28/EG aufgeführten Energiedichte in den unteren Heizwert umgerechnet. Mengen von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs werden anhand der in Anlage 1 des „Well-to-Tank Report“ (Version 4) vom Juli 2013 ( 12 ) der Joint Research Centre-EUCAR-CONCAWE (JEC) ( 13 ) aufgeführten Energiedichtewerte in den unteren Heizwert umgerechnet. ii) Die gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen und Biokraftstoffen Die Verarbeitung umfasst jede Veränderung während des Lebenszyklus eines gelieferten Kraftstoffs oder Energieträgers, die zu einer Veränderung der Molekularstruktur dieses Erzeugnisses führt. Die Zugabe eines Denaturierungsmittels fällt nicht unter diese Verarbeitung. Die Menge Biokraftstoffe, die zusammen mit Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Menge des mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Teil C Ziffer 17 des Anhangs IV der Richtlinie 98/70/EG anhand der Energiebilanz und der Effizienz des Mitverarbeitungsprozesses bestimmt. Werden unterschiedliche Biokraftstoffe mit fossilen Kraftstoffen vermischt, so berücksichtigen die Anbieter Menge und Art der einzelnen Biokraftstoffe in der Berechnung und teilen sie den Mitgliedstaaten mit. Die Menge des gelieferten Biokraftstoffs, die nicht die Nachhaltigkeitskriterien erfüllt, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, wird als fossiler Kraftstoff gezählt. Für die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 14 ) wird ein E85-Benzin-Ethanol-Gemisch als separater Kraftstoff berechnet. Werden Mengen nicht gemäß der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 erfasst, so erheben die Mitgliedstaaten entsprechende Daten nach einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer. iii) Die Menge des verbrauchten elektrischen Stroms Dies ist die Menge von durch Kraftfahrzeuge und Krafträder verbrauchtem elektrischem Strom, sofern ein Anbieter der zuständigen Behörde in jedem Mitgliedstaat diese Menge gemäß folgender Formel mitteilt: Verbrauchter elektrischer Strom = zurückgelegte Strecke (km) × Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km) d) Upstream-Emissions-Reduktionen (UER) „UER“ ist die von einem Anbieter geltend gemachte Reduktion von Upstream-Emissionen in gCO2Äq, sofern sie im Einklang mit folgenden Anforderungen quantifiziert und gemeldet wird: i) Zulässigkeit UER dürfen nur auf den die Upstream- Emissionen betreffenden Teil der durchschnittlichen Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden. UER aus einem beliebigen Land können als eine Reduktion der Treibhausgasemissionen auf von einem beliebigen Anbieter gelieferte Kraftstoffe aus jeder anderen Rohstoffquelle angerechnet werden. UER dürfen nur angerechnet werden, wenn sie mit Projekten in Verbindung stehen, die nach dem 1. Januar 2011 angelaufen sind. Ein Nachweis, dass die UER ohne die Berichterstattungspflicht gemäß Artikel 7a der Richtlinie 98/70/EG nicht erfolgt wären, ist nicht notwendig. ii) Berechnung UER werden nach Grundsätzen und Normen geschätzt und validiert, die in internationalen Normen, insbesondere ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066, enthalten sind. Die Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung der UER und der Baseline-Emissionen müssen im Einklang mit ISO 14064 erfolgen, und die Ergebnisse müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 der Kommission ( 15 ) und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission ( 16 ). Die Überprüfung der Methoden für die Schätzung von UER muss mit ISO 14064-3 im Einklang stehen, und die prüfende Einrichtung muss gemäß ISO 14065 akkreditiert sein. e) „GHGix“ ist die Treibhausgasintensität des Kraftstoffs oder des Energieträgers „x“, ausgedrückt in g CO2Äq/MJ. Die Anbieter berechnen die Treibhausgasintensität jedes Kraftstoffs oder Energieträgers wie folgt: i) Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs ist die in der Tabelle Teil 2 Ziffer 5 letzte Spalte dieses Anhangs aufgelistete gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität je Kraftstoffart. ii) Elektrischer Strom wird wie in Teil 2 Ziffer 6 beschrieben berechnet. iii) Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien erfüllen, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, wird gemäß Artikel 7d der Richtlinie berechnet. Wurden die Daten zu den Lebenszyklustreibhausgasemissionen gemäß einer Übereinkunft oder einem System gewonnen, die bzw. das Gegenstand eines Beschlusses gemäß Artikel 7c Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG ist, der Artikel 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG umfasst, so werden diese Daten auch herangezogen, um die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen gemäß Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG zu bestimmen. Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, nicht erfüllen, entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus konventionellem Rohöl oder -gas gewonnenen Kraftstoffs. iv) Gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs und von Biokraftstoffen Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die zusammen mit fossilen Kraftstoffen verarbeitet werden, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. f) „AF“ sind die Anpassungsfaktoren für die Antriebsstrangeffizienz:



Vorherrschende Umwandlungstechnologie Effizienzfaktor Verbrennungsmotor 1 Batteriegestützter Elektroantrieb 0,4 Wasserstoffzellengestützter Elektroantrieb 0,4

Teil 2

Berichterstattung durch die Anbieter für Kraftstoffe außer Biokraftstoffen

(1) UER von fossilen Kraftstoffen

Damit die UER für das Verfahren zur Berichterstattung und Berechnung in Betracht kommen, müssen die Anbieter der vom Mitgliedstaat benannten Behörde Folgendes mitteilen:

a) das Startdatum des Projekts (nach dem 1. Januar 2011);

b) die jährlichen Emissionsreduktionen in g CO2Äq;

c) den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden;

d) den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle;

e) die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in g CO2Äq/MJ des produzierten Rohstoffs,

f) die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden;

g) die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig identifiziert werden;

h) bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre und im Berichtsjahr, den Lagerstättendruck, die Tiefe sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle.

(2) Ursprung

Der „Ursprung“ ist der in Teil 2 Ziffer 7 dieses Anhangs aufgeführte Handelsname des Rohstoffs, allerdings nur in den Fällen, in denen die Anbieter über die erforderlichen Angaben verfügen, weil sie

a) eine Person oder Gesellschaft sind, die gemäß Artikel 1 der Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates ( 17 ) eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält, oder

b) mit anderen Anbietern eine Vereinbarung über die Weitergabe von Informationen geschlossen haben.

In allen anderen Fällen bezieht sich der Ursprung darauf, ob der Ursprung des Kraftstoffs in der EU oder nicht in der EU liegt.

Die von den Anbietern erhobenen und an die Mitgliedstaaten weitergegebenen Informationen über den Ursprung des Kraftstoffs sind vertraulich; dies steht jedoch einer Veröffentlichung allgemeiner Informationen oder zusammengefasster Informationen ohne Einzelheiten zu einzelnen Gesellschaften durch die Kommission nicht entgegen.

Der Ursprung von Biokraftstoffen bezeichnet den Herstellungsweg von Biokraftstoffen gemäß Anhang IV der Richtlinie 98/70/EG.

Werden unterschiedliche Rohstoffe verwendet, so geben die Anbieter die Menge (in Tonnen) des Endprodukts für jeden Einsatzstoff an, die im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde.

(3) Erwerbsort

Der „Erwerbsort“ bezeichnet das Land und den Namen der Verarbeitungsanlage, in der der Kraftstoff oder Energieträger der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen wurde, die gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission ( 18 ) den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet.

(4) KMU

Abweichend davon bezeichnen bei Anbietern, die KMU sind, die Begriffe „Ursprung“ und „Erwerbsort“ entweder die EU oder ein Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und Öl aus bituminösen Mineralien liefern.

(5) Durchschnittliche Standardwerte für Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und elektrischem Strom







Rohstoffquelle und Verfahren In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff Lebenszyklustreibhausgasintensität (in g CO2Äq/MJ) Gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität (in g CO2Äq/MJ) Konventionelles Rohöl Ottokraftstoff 93,2 93,3 Verflüssigtes Erdgas 94,3 Verflüssigte Kohle 172 Naturbitumen 107 Ölschiefer 131,3 Konventionelles Rohöl Diesel- oder Gasölkraftstoff 95 95,1 Verflüssigtes Erdgas 94,3 Verflüssigte Kohle 172 Naturbitumen 108,5 Ölschiefer 133,7 Alle fossilen Quellen Flüssiggas im Fremdzündungsmotor 73,6 73,6 Erdgas, EU-Mix Komprimiertes Erdgas im Fremdzündungsmotor 69,3 69,3 Erdgas, EU-Mix Verflüssigtes Erdgas im Fremdzündungsmotor 74,5 74,5 Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeisten Elektrolyse Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungsmotor 3,3 3,3 Erdgas mit Dampfreformierung Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 104,3 104,3 Vollständig durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 9,1 9,1 Kohle Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 234,4 234,4 Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle 52,7 52,7 Altkunststoff aus fossilen Rohstoffen Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff 86 86

(6) Elektrischer Strom

Für die Berichte von Energieanbietern über den von Kraftfahrzeugen und Krafträdern mit Elektroantrieb verbrauchten elektrischen Strom sollten die Mitgliedstaaten die durchschnittlichen Lebenszyklusstandardwerte auf nationaler Ebene nach den geeigneten internationalen Normen berechnen.

Alternativ dazu können die Mitgliedstaaten ihren Anbietern gestatten, für elektrischen Strom Treibhausgasintensitätswerte (in g CO2Äq/MJ) anhand von Daten festzulegen, die die Mitgliedstaaten auf folgender Grundlage übermittelt haben:

a) Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 19 ) oder

b) Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 20 ) oder

c) Delegierte Verordnung (EU) Nr. 666/2014 der Kommission ( 21 ).

(7) Handelsname des Rohstoffs







Land Handelsname des Rohstoffs API Schwefel (% Massenanteil) 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 NICHT VERFÜGBAR (N.V.) Abu Dhabi Top Murban 21 N.V. Abu Dhabi Upper Zakum 34,4 1,7 Algerien Arzew 44,3 0,1 Algerien Hassi Messaoud 42,8 0,2 Algerien Zarzaitine 43 0,1 Algerien Algerian 44 0,1 Algerien Skikda 44,3 0,1 Algerien Saharan Blend 45,5 0,1 Algerien Hassi Ramal 60 0,1 Algerien Algerian Condensate 64,5 N.V. Algerien Algerian Mix 45,6 0,2 Algerien Algerian Condensate (Arzew) 65,8 0 Algerien Algerian Condensate (Bejaia) 65,0 0 Algerien Top Algerian 24,6 N.V. 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 N.V. Angola Cavala-1 42,3 N.V. Angola Sulele (South-1) 38,7 N.V. Angola Palanca 40 0,14 Angola Malongo (North) 30 N.V. Angola Malongo (South) 25 N.V. Angola Nemba 38,5 0 Angola Girassol 31,3 N.V. Angola Kuito 20 N.V. Angola Hungo 28,8 N.V. 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 Argentinien Tierra del Fuego 42,4 N.V. Argentinien Santa Cruz 26,9 N.V. Argentinien Escalante 24 0,2 Argentinien Canadon Seco 27 0,2 Argentinien Hidra 51,7 0,05 Argentinien Medanito 34,93 0,48 Armenien Armenian Miscellaneous N.V. N.V. Australien Jabiru 42,3 0,03 Australien Kooroopa (Jurassic) 42 N.V. Australien Talgeberry (Jurassic) 43 N.V. Australien Talgeberry (Up Cretaceous) 51 N.V. Australien Woodside Condensate 51,8 N.V. Australien Saladin-3 (Top Barrow) 49 N.V. Australien Harriet 38 N.V. Australien Skua-3 (Challis Field) 43 N.V. 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 N.V. Australien Cossack 48,2 0,04 Australien Elang 56,2 N.V. Australien Enfield 21,7 0,13 Australien Gippsland (Bass Strait) 45,4 0,1 Aserbaidschan Azeri Light 34,8 0,15 Bahrain Bahrain Miscellaneous N.V. N.V. Belarus Belarus Miscellaneous N.V. N.V. Benin Seme 22,6 0,5 Benin Benin Miscellaneous N.V. N.V. Belize Belize Light Crude 40 N.V. Belize Belize Miscellaneous N.V. N.V. Bolivien Bolivian Condensate 58,8 0,1 Brasilien Garoupa 30,5 0,1 Brasilien Sergipano 25,1 0,4 Brasilien Campos Basin 20 N.V. Brasilien Urucu (Upper Amazon) 42 N.V. Brasilien Marlim 20 N.V. Brasilien Brazil Polvo 19,6 1,14 Brasilien Roncador 28,3 0,58 Brasilien Roncador Heavy 18 N.V. 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 N.V. Brunei Champion Export 23,9 0,12 Kamerun Kole Marine Blend 34,9 0,3 Kamerun Lokele 21,5 0,5 Kamerun Moudi Light 40 N.V. Kamerun Moudi Heavy 21,3 N.V. Kamerun Ebome 32,1 0,35 Kamerun Cameroon Miscellaneous N.V. N.V. Kanada Peace River Light 41 N.V. Kanada Peace River Medium 33 N.V. Kanada Peace River Heavy 23 N.V. Kanada Manyberries 36,5 N.V. Kanada Rainbow Light and Medium 40,7 N.V. Kanada Pembina 33 N.V. Kanada Bells Hill Lake 32 N.V. Kanada Fosterton Condensate 63 N.V. Kanada Rangeland Condensate 67,3 N.V. Kanada Redwater 35 N.V. Kanada Lloydminster 20,7 2,8 Kanada Wainwright-Kinsella 23,1 2,3 Kanada Bow River Heavy 26,7 2,4 Kanada Fosterton 21,4 3 Kanada Smiley-Coleville 22,5 2,2 Kanada Midale 29 2,4 Kanada Milk River Pipeline 36 1,4 Kanada Ipl-Mix Sweet 40 0,2 Kanada Ipl-Mix Sour 38 0,5 Kanada Ipl Condensate 55 0,3 Kanada Aurora Light 39,5 0,4 Kanada Aurora Condensate 65 0,3 Kanada Reagan Field 35 0,2 Kanada Synthetic Canada 30,3 1,7 Kanada Cold Lake 13,2 4,1 Kanada Cold Lake Blend 26,9 3 Kanada Canadian Federated 39,4 0,3 Kanada Chauvin 22 2,7 Kanada Gcos 23 N.V. Kanada Gulf Alberta L & M 35,1 1 Kanada Light Sour Blend 35 1,2 Kanada Lloyd Blend 22 2,8 Kanada Peace River Condensate 54,9 N.V. Kanada Sarnium Condensate 57,7 N.V. Kanada Saskatchewan Light 32,9 N.V. Kanada Sweet Mixed Blend 38 0,5 Kanada Syncrude 32 0,1 Kanada Rangeland — South L & M 39,5 0,5 Kanada Northblend Nevis 34 N.V. Kanada Canadian Common Condensate 55 N.V. Kanada Canadian Common 39 0,3 Kanada Waterton Condensate 65,1 N.V. Kanada Panuke Condensate 56 N.V. Kanada Federated Light and Medium 39,7 2 Kanada Wabasca 23 N.V. Kanada Hibernia 37,3 0,37 Kanada BC Light 40 N.V. Kanada Boundary 39 N.V. Kanada Albian Heavy 21 N.V. Kanada Koch Alberta 34 N.V. Kanada Terra Nova 32,3 N.V. Kanada Echo Blend 20,6 3,15 Kanada Western Canadian Blend 19,8 3 Kanada Western Canadian Select 20,5 3,33 Kanada White Rose 31,0 0,31 Kanada Access 22 N.V. Kanada Premium Albian Synthetic Heavy 20,9 N.V. Kanada Albian Residuum Blend (ARB) 20,03 2,62 Kanada Christina Lake 20,5 3 Kanada CNRL 34 N.V. Kanada Husky Synthetic Blend 31,91 0,11 Kanada Premium Albian Synthetic (PAS) 35,5 0,04 Kanada Seal Heavy (SH) 19,89 4,54 Kanada Suncor Synthetic A (OSA) 33,61 0,178 Kanada Suncor Synthetic H (OSH) 19,53 3,079 Kanada Peace Sour 33 N.V. Kanada Western Canadian Resid 20,7 N.V. Kanada Christina Dilbit Blend 21,0 N.V. Kanada Christina Lake Dilbit 38,08 3,80 Tschad Doba Blend (Early Production) 24,8 0,14 Tschad Doba Blend (Later Production) 20,8 0,17 Chile Chile Miscellaneous N.V. N.V. China Taching (Daqing) 33 0,1 China Shengli 24,2 1 China Beibu N.V. N.V. China Chengbei 17 N.V. China Lufeng 34,4 N.V. China Xijiang 28 N.V. China Wei Zhou 39,9 N.V. China Liu Hua 21 N.V. China Boz Hong 17 0,282 China Peng Lai 21,8 0,29 China Xi Xiang 32,18 0,09 Kolumbien Onto 35,3 0,5 Kolumbien Putamayo 35 0,5 Kolumbien Rio Zulia 40,4 0,3 Kolumbien Orito 34,9 0,5 Kolumbien Cano-Limon 30,8 0,5 Kolumbien Lasmo 30 N.V. Kolumbien Cano Duya-1 28 N.V. Kolumbien Corocora-1 31,6 N.V. Kolumbien Suria Sur-1 32 N.V. Kolumbien Tunane-1 29 N.V. Kolumbien Casanare 23 N.V. Kolumbien Cusiana 44,4 0,2 Kolumbien Vasconia 27,3 0,6 Kolumbien Castilla Blend 20,8 1,72 Kolumbien Cupiaga 43,11 0,082 Kolumbien South Blend 28,6 0,72 Kongo (Brazzaville) Emeraude 23,6 0,5 Kongo (Brazzaville) Djeno Blend 26,9 0,3 Kongo (Brazzaville) Viodo Marina-1 26,5 N.V. Kongo (Brazzaville) Nkossa 47 0,03 Kongo (Kinshasa) Muanda 34 0,1 Kongo (Kinshasa) Congo/Zaire 31,7 0,1 Kongo (Kinshasa) Coco 30,4 0,15 Côte d'Ivoire Espoir 31,4 0,3 Côte d'Ivoire Lion Cote 41,1 0,101 Dänemark Dan 30,4 0,3 Dänemark Gorm 33,9 0,2 Dänemark 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 N.V. Ecuador Frontera-1 30,7 N.V. Ecuador Bogi-1 21,2 N.V. Ecuador Napo 19 2 Ecuador Napo Light 19,3 N.V. Ägypten Belayim 27,5 2,2 Ägypten El Morgan 29,4 1,7 Ägypten Rhas Gharib 24,3 3,3 Ägypten Gulf of Suez Mix 31,9 1,5 Ägypten Geysum 19,5 N.V. Ägypten East Gharib (J-1) 37,9 N.V. Ägypten Mango-1 35,1 N.V. Ägypten Rhas Budran 25 N.V. Ägypten Zeit Bay 34,1 0,1 Ägypten East Zeit Mix 39 0,87 Äquatorialguinea Zafiro 30,3 N.V. Äquatorialguinea Alba Condensate 55 N.V. Äquatorialguinea Ceiba 30,1 0,42 Gabun Gamba 31,8 0,1 Gabun Mandji 30,5 1,1 Gabun Lucina Marine 39,5 0,1 Gabun Oguendjo 35 N.V. Gabun Rabi-Kouanga 34 0,6 Gabun T'Catamba 44,3 0,21 Gabun Rabi 33,4 0,06 Gabun Rabi Blend 34 N.V. Gabun Rabi Light 37,7 0,15 Gabun Etame Marin 36 N.V. Gabun Olende 17,6 1,54 Gabun Gabonian Miscellaneous N.V. N.V. Georgien Georgian Miscellaneous N.V. N.V. Ghana Bonsu 32 0,1 Ghana Salt Pond 37,4 0,1 Guatemala Coban 27,7 N.V. Guatemala Rubelsanto 27 N.V. 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 N.V. 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 N.V. Indonesien Cinta Heavy 27 N.V. Indonesien Lalang 40,4 N.V. Indonesien Kakap 46,6 N.V. Indonesien Sisi-1 40 N.V. Indonesien Giti-1 33,6 N.V. Indonesien Ayu-1 34,3 N.V. Indonesien Bima 22,5 N.V. Indonesien Padang Isle 34,7 N.V. Indonesien Intan 32,8 N.V. 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 N.V. N.V. Irak Basrah Light (Pers. Gulf) 33,7 2 Irak Kirkuk (Pers. Gulf) 35,1 1,9 Irak Mishrif (Pers. Gulf) 28 N.V. 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 N.V. Irak Basrah Light (Red Sea) 33,7 2 Irak Kirkuk (Red Sea) 36,1 1,9 Irak Mishrif (Red Sea) 28 N.V. 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 N.V. 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 Kasachstan Kumkol 42,5 0,07 Kasachstan CPC Blend 44,2 0,54 Kuwait Mina al Ahmadi (Kuwait Export) 31,4 2,5 Kuwait Magwa (Lower Jurassic) 38 N.V. 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 N.V. 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 N.V. Malaysia Pulai 42,6 N.V. Malaysia Dulang 39 0,037 Mauretanien Chinguetti 28,2 0,51 Mexiko Isthmus 32,8 1,5 Mexiko Maya 22 3,3 Mexiko Olmeca 39 N.V. Mexiko Altamira 16 N.V. Mexiko Topped Isthmus 26,1 1,72 Niederlande Alba 19,59 N.V. Neutrale Zone Eocene (Wafra) 18,6 4,6 Neutrale Zone Hout 32,8 1,9 Neutrale Zone Khafji 28,5 2,9 Neutrale Zone Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Neutrale Zone Ratawi 23,5 4,1 Neutrale Zone Neutral Zone Mix 23,1 N.V. Neutrale 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 N.V. Nigeria Adanga 35,1 N.V. Nigeria Iyak-3 36 N.V. Nigeria Antan 35,2 N.V. Nigeria OSO 47 0,06 Nigeria Ukpokiti 42,3 0,01 Nigeria Yoho 39,6 N.V. Nigeria Okwori 36,9 N.V. Nigeria Bonga 28,1 N.V. Nigeria ERHA 31,7 0,21 Nigeria Amenam Blend 39 0,09 Nigeria Akpo 45,17 0,06 Nigeria EA 38 N.V. Nigeria Agbami 47,2 0,044 Norwegen Ekofisk 43,4 0,2 Norwegen Tor 42 0,1 Norwegen Statfjord 38,4 0,3 Norwegen Heidrun 29 N.V. Norwegen Norwegian Forties 37,1 N.V. Norwegen Gullfaks 28,6 0,4 Norwegen Oseberg 32,5 0,2 Norwegen Norne 33,1 0,19 Norwegen Troll 28,3 0,31 Norwegen Draugen 39,6 N.V. Norwegen Sleipner Condensate 62 0,02 Oman Oman Export 36,3 0,8 Papua-Neuguinea Kutubu 44 0,04 Peru Loreto 34 0,3 Peru Talara 32,7 0,1 Peru High Cold Test 37,5 N.V. Peru Bayovar 22,6 N.V. Peru Low Cold Test 34,3 N.V. Peru Carmen Central-5 20,7 N.V. Peru Shiviyacu-23 20,8 N.V. Peru Mayna 25,7 N.V. Philippinen Nido 26,5 N.V. Philippinen Philippines Miscellaneous N.V. N.V. Katar Dukhan 41,7 1,3 Katar Qatar Marine 35,3 1,6 Katar Qatar Land 41,4 N.V. Ras al Chaima Rak Condensate 54,1 N.V. Ras al Chaima Ras Al Khaimah Miscellaneous N.V. N.V. Russland Urals 31 2 Russland Russian Export Blend 32,5 1,4 Russland M100 17,6 2,02 Russland M100 Heavy 16,67 2,09 Russland Siberian Light 37,8 0,4 Russland E4 (Gravenshon) 19,84 1,95 Russland E4 Heavy 18 2,35 Russland Purovsky Condensate 64,1 0,01 Russland 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 Schardscha Mubarek Schardscha 37 0,6 Schardscha Sharjah Condensate 49,7 0,1 Singapur Rantau 50,5 0,1 Spanien Amposta Marina North 37 N.V. Spanien Casablanca 34 N.V. Spanien El Dorado 26,6 N.V. Syrien Syrian Straight 15 N.V. Syrien Thayyem 35 N.V. Syrien Omar Blend 38 N.V. Syrien Omar 36,5 0,1 Syrien Syrian Light 36 0,6 Syrien Souedie 24,9 3,8 Thailand Erawan Condensate 54,1 N.V. Thailand Sirikit 41 N.V. Thailand Nang Nuan 30 N.V. Thailand Bualuang 27 N.V. Thailand Benchamas 42,4 0,12 Trinidad und Tobago Galeota Mix 32,8 0,3 Trinidad und Tobago Trintopec 24,8 N.V. Trinidad und Tobago Land/Trinmar 23,4 1,2 Trinidad und 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 N.V. Türkei Turkish Miscellaneous N.V. N.V. Ukraine Ukraine Miscellaneous N.V. N.V. Vereinigtes Königreich Auk 37,2 0,5 Vereinigtes Königreich Beatrice 38,7 0,05 Vereinigtes Königreich Brae 33,6 0,7 Vereinigtes Königreich Buchan 33,7 0,8 Vereinigtes Königreich Claymore 30,5 1,6 Vereinigtes Königreich S.V. (Brent) 36,7 0,3 Vereinigtes Königreich Tartan 41,7 0,6 Vereinigtes Königreich Tern 35 0,7 Vereinigtes Königreich Magnus 39,3 0,3 Vereinigtes Königreich Dunlin 34,9 0,4 Vereinigtes Königreich Fulmar 40 0,3 Vereinigtes Königreich Hutton 30,5 0,7 Vereinigtes Königreich N.W. Hutton 36,2 0,3 Vereinigtes Königreich Maureen 35,5 0,6 Vereinigtes Königreich Murchison 38,8 0,3 Vereinigtes Königreich Ninian Blend 35,6 0,4 Vereinigtes Königreich Montrose 40,1 0,2 Vereinigtes Königreich Beryl 36,5 0,4 Vereinigtes Königreich Piper 35,6 0,9 Vereinigtes Königreich Forties 36,6 0,3 Vereinigtes Königreich Brent Blend 38 0,4 Vereinigtes Königreich Flotta 35,7 1,1 Vereinigtes Königreich Thistle 37 0,3 Vereinigtes Königreich S.V. (Ninian) 38 0,3 Vereinigtes Königreich Argyle 38,6 0,2 Vereinigtes Königreich Heather 33,8 0,7 Vereinigtes Königreich South Birch 38,6 N.V. Vereinigtes Königreich Wytch Farm 41,5 N.V. Vereinigtes Königreich Cormorant North 34,9 0,7 Vereinigtes Königreich Cormorant South (Cormorant „A“) 35,7 0,6 Vereinigtes Königreich Alba 19,2 N.V. Vereinigtes Königreich Foinhaven 26,3 0,38 Vereinigtes Königreich Schiehallion 25,8 N.V. Vereinigtes Königreich Captain 19,1 0,7 Vereinigtes Königreich Harding 20,7 0,59 US Alaska ANS N.V. N.V. US Colorado Niobrara N.V. N.V. US New Mexico Four Corners N.V. N.V. US North Dakota Bakken N.V. N.V. US North Dakota North Dakota Sweet N.V. N.V. US Texas WTI N.V. N.V. US Texas Eagle Ford N.V. N.V. US Utah Covenant N.V. N.V. US Federal OCS Beta N.V. N.V. US Federal OCS Carpinteria N.V. N.V. US Federal OCS Dos Cuadras N.V. N.V. US Federal OCS Hondo N.V. N.V. US Federal OCS Hueneme N.V. N.V. US Federal OCS Pescado N.V. N.V. US Federal OCS Point Arguello N.V. N.V. US Federal OCS Point Pedernales N.V. N.V. US Federal OCS Sacate N.V. N.V. US Federal OCS Santa Clara N.V. N.V. US Federal OCS Sockeye N.V. N.V. Usbekistan Uzbekistan Miscellaneous N.V. N.V. 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 N.V. 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 N.V. 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 N.V. 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/Ceuta 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 N.V. Venezuela BCF-Heavy 16,7 N.V. Venezuela BCF-Medium 22 N.V. Venezuela Caripito Blend 17,8 N.V. Venezuela Laguna/Ceuta Mix 18,1 N.V. Venezuela Morichal 10,6 N.V. Venezuela Pedenales 20,1 N.V. Venezuela Quiriquire 16,3 N.V. Venezuela Tucupita 17 N.V. Venezuela Furrial-2 (E. Venezuela) 27 N.V. Venezuela Curazao Blend 18 N.V. Venezuela Santa Barbara 36,5 N.V. Venezuela Cerro Negro 15 N.V. Venezuela BCF22 21,1 2,11 Venezuela Hamaca 26 1,55 Venezuela Zuata 10 15 N.V. Venezuela Zuata 20 25 N.V. Venezuela Zuata 30 35 N.V. Venezuela Monogas 15,9 3,3 Venezuela Corocoro 24 N.V. Venezuela Petrozuata 19,5 2,69 Venezuela Morichal 16 16 N.V. 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 Jemen North Yemeni Blend 40,5 N.V. Jemen Alif 40,4 0,1 Jemen Maarib Lt. 49 0,2 Jemen Masila Blend 30-31 0,6 Jemen Shabwa Blend 34,6 0,6 Andere Ölschiefer N.V. N.V. Andere Schieferöl N.V. N.V. Andere Erdgas: aus der Quelle N.V. N.V. Andere Erdgas: aus LNG N.V. N.V. Andere Schiefergas: aus der Quelle N.V. N.V. Andere Kohle N.V. N.V.









ANHANG II

BERECHNUNG DES KRAFTSTOFFBASISWERTS FOSSILER KRAFTSTOFFE

Berechnungsverfahren

a) Der Kraftstoffbasiswert wird auf Grundlage des durchschnittlichen EU-Verbrauchs fossiler Kraftstoffe, also Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff, LPG und CNG, wie folgt berechnet: Dabei steht „x“ für die verschiedenen Kraftstoffe und Energieträger, die in den Anwendungsbereich dieser Richtlinie fallen und in nachstehender Tabelle aufgeführt sind; „GHGix“ für die Treibhausgasintensität der jährlich am Markt verkauften Menge des unter den Anwendungsbereich dieser Richtlinie fallenden Kraftstoffs oder Energieträgers x in g CO2Äq/MJ. Es werden die in Anhang I Teil 2 Ziffer 5 aufgeführten Werte für fossile Kraftstoffe verwendet; „MJx“ für die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes x umgewandelt wurde.

b) Verbrauchsdaten Für die Berechnung des Wertes werden folgende Verbrauchsdaten verwendet:



Kraftstoff Energieverbrauch (MJ) Quelle Dieselkraftstoff 7 894 969 × 106 Berichterstattung 2010 der Mitgliedstaaten an das UNFCCC Nicht für den Straßenverkehr bestimmtes Gasöl 240 763 × 106 Ottokraftstoff 3 844 356 × 106 LPG 217 563 × 106 CNG 51 037 × 106

Treibhausgasintensität

Der Kraftstoffbasiswert für 2010 beträgt 94,1 gCO2Äq/MJ









ANHANG III

BERICHTERSTATTUNG DER MITGLIEDSTAATEN AN DIE KOMMISSION

(1) Die Mitgliedstaaten übermitteln bis zum 31. Dezember jedes Jahres die in Ziffer 3 aufgeführten Daten. Diese Daten sind für alle Kraftstoffe und Energie zu übermitteln, die in jedem Mitgliedstaat in Verkehr gebracht wurden. Sind den fossilen Kraftstoffen mehrere Biokraftstoffe beigemischt, so sind die Daten zu jedem Biokraftstoff anzugeben.

(2) Die unter Ziffer 3 aufgeführten Daten werden für Kraftstoff oder Energie, die von Anbietern innerhalb des jeweiligen Mitgliedstaates (einschließlich gemeinsamer Anbieter, die in einem einzigen Mitgliedstaat operieren) in Verkehr gebracht wurden, separat übermittelt.

(3) Zu jedem Kraftstoff und zu jeder Energie übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission die folgenden in Anhang I definierten und gemäß Ziffer 2 aggregierten Daten: a) Typ des Kraftstoffs oder der Energie; b) Volumen oder Menge des Kraftstoffs oder des elektrischen Stroms; c) Treibhausgasintensität; d) UER; e) Ursprung; f) Erwerbsort.









ANHANG IV

MUSTER FÜR DIE ÜBERMITTLUNG VON INFORMATIONEN ZUR SICHERSTELLUNG DER KONSISTENZ DER ÜBERMITTELTEN DATEN







Kraftstoff — Einzelner Anbieter Eintrag Gemeins. Bericht (JA/ NEIN) Land Anbieter1 Kraftstoffart7 KN-Code des Kraftstoffs7 Menge2 Durchschnittl. THG-Intensität Reduktion vorgelagerter Emissionen5 Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010 in Liter in Energie 1 KN-Code THG- Intensität4 Einzelstoff KN-Code THG- Intensität4 nachhaltig (JA/NEIN) Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.1 (Biokraftstoff) Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.m (Biokraftstoff) k KN-Code2 THG- Intensität4 Einzelstoff KN-Code2 THG- Intensität4 nachhaltig (JA/NEIN) Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.1 (Biokraftstoff) Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.m (Biokraftstoff)







Kraftstoff — Gemeinsame Anbieter Eintrag Gemeins. Bericht (JA/ NEIN) Land Anbieter1 Kraftstoffart7 KN-Code des Kraftstoffs7 Menge2 Durchschnittl. THG-Intensität Reduktion vorgelagerter Emissionen5 Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010 in Liter in Energie 1 JA JA Zwischensumme KN-Code THG- Intensität4 Einzelstoff KN-Code THG- Intensität4 nachhaltig (JA/NEIN) Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.1 (Biokraftstoff) Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.m (Biokraftstoff) k JA JA Zwischensumme KN-Code2 THG- Intensität4 Einzelstoff KN-Code2 THG- Intensität4 nachhaltig (JA/NEIN) Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.1 (Biokraftstoff) Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff) Komponente B.m (Biokraftstoff)







Elektrischer Strom Gemeins. Bericht (JA/NEIN) Land Anbieter1 Energieart7 Menge6 THG-Intensität Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010 in Energie NEIN







Angaben gemeinsamer Anbieter Land Anbieter1 Energieart7 Menge6 THG-Intensität Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010 in Energie JA JA Zwischensumme







Ursprung — Einzelner Anbieter8 Eintrag 1 Komponente F.1 Eintrag 1 Komponente F.n Eintrag k Komponente F.1 Eintrag k Komponente F.n Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen







Eintrag 1 Komponente B.1 Eintrag 1 Komponente B.m Eintrag k Komponente B.1 Eintrag k Komponente B.m Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen







Ursprung — Gemeinsame Anbieter8 Eintrag 1 Komponente F.1 Eintrag 1 Komponente F.n Eintrag k Komponente F.1 Eintrag k Komponente F.n Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen Handelsname des Rohstoffs API-Grad3 Tonnen







Eintrag 1 Komponente B.1 Eintrag 1 Komponente B.m Eintrag k Komponente B.1 Eintrag k Komponente B.m Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen Bio Herstellweg API-Grad3 Tonnen







Erwerbsort9 Eintrag Komponente Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land Name der Raffinerie/Verarb.-anlage Land 1 F.1 1 F.n 1 B.1 1 B.m k F.1 k F.n k B.1 k B.m l F.1 l F.n l B.1 l B.m X F.1 X F.n X B.1 X B.m







Gesamtmenge der vom Mitgliedstaat übermittelten Energie und erreichte Reduktion Menge (in Energie)10 THG-Intensität Reduktion gegenüber dem Durchschnitt 2010

Hinweise zum Format

Die Vorlage für den Bericht von Anbietern ist mit der Vorlage des Berichts der Mitgliedstaaten identisch.

Grau unterlegte Felder sind nicht auszufüllen.

(1) Die Verbrauchsteuernummer des Anbieters ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe a definiert;

(2) die Kraftstoffmenge ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe c definiert;

(3) der API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) ist gemäß der Prüfmethode ASTM D287 definiert;

(4) die Treibhausintensität ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe e definiert;

(5) die UER ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe d definiert; die Berichterstattungsvorschriften sind in Anhang I Teil 2 Ziffer 1 definiert;

(6) die Menge des elektrischen Stroms ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 6 definiert;

(7) Kraftstoffarten und die entsprechenden KN-Codes sind in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe b definiert;

(8) der Ursprung ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 2 und Ziffer 4 definiert;

(9) der Erwerbsort ist in Anhang I Teil 2 Ziffern 3 und 4 definiert;

(10) die Gesamtmenge der verbrauchten Energie (Kraftstoff und elektrischer Strom).