Vorschlag für eine RICHTLINIE DES RATES zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Anforderungen an die Berichterstattung gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */





BEGRÜNDUNG 1. KONTEXT DES VORSCHLAGS Das am 22. April 2009 verabschiedete Klima- und Energiepaket des Rates und des Parlaments sollte bis 2020 eine Verringerung der Treibhausgasemissionen um 20 % bewirken. Es umfasste eine Änderung der Richtlinie 98/70/EG[1] über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen. Durch die geänderte Richtlinie werden Anbieter[2] verpflichtet, die Lebenszyklustreibhausgasintensität von zur Verwendung in Straßenfahrzeugen bestimmten Kraftstoffen und anderer (elektrischer) Energie sowie von zur Verwendung in mobilen Maschinen und Geräten bestimmten Kraftstoffen bis zum Ende des Erfüllungszeitraums im Jahr 2020 um 6 % zu mindern. Diese Zielvorgabe würde es den Mitgliedstaaten außerdem erleichtern, ihre nicht durch das Emissionshandelssystem (EU-EHS) vorgegebenen Ziele zu erreichen. Dieser neue Aspekt wird mit Artikel 7a der Richtlinie eingeführt, der als Effekt eine Norm für CO2-arme Kraftstoffe in das Unionsrecht einbringt. Die Richtlinie verpflichtet Anbieter darüber hinaus, von 2011 an den von den Mitgliedstaaten bezeichneten Behörden Angaben unter anderem zur Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu übermitteln. Die Minderung um 6 % dürfte voraussichtlich durch den Einsatz von Biokraftstoffen und Strom sowie durch die Verringerung der Abfackelung und Entlüftung von Gasen bei der Förderung der fossilen Einsatzstoffe für Kraftstoffe erreicht werden. Gemäß Artikel 7a Absatz 5 muss die Kommission die zur Durchführung des Artikels erforderlichen Maßnahmen nach dem Regelungsverfahren mit Kontrolle erlassen. Die Kommission ist somit befugt, Durchführungsmaßnahmen für den Mechanismus für die Überwachung und Verringerung der Treibhausgasemissionen zu erlassen. Die Kommission wurde insbesondere ersucht, Vorschläge zu prüfen zu – einem Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus nichtbiologischen Quellen (die Elemente für die Berechnung der Treibhausgasemissionen von Biokraftstoffen sind bereits in Anhang IV der Richtlinie enthalten); – einem Verfahren zur Berechnung des Basiswerts der Treibhausgasintensität von fossilen Kraftstoffen, der als Referenzwert für die Messung der Zielerfüllung herangezogen wird; – der Berechnung und Überprüfung der Treibhausgasintensität des von Elektrofahrzeugen verbrauchten Stroms; – allen Vorschriften, die zur Erfüllung der Anforderung erforderlich sind, nach der zwei oder mehr Anbieter aus einem oder mehreren Mitgliedstaaten ihre Treibhausgasintensität gemeinsam mitteilen dürfen; – allen sonstigen zur Anwendung des Artikels 7a erforderlichen Bestimmungen. Der Entwurf dieser Richtlinie befasst sich mit allen fünf vorgenannten Aspekten. In Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sind die Berichterstattungspflichten der Anbieter festgelegt. Diese werden ergänzt durch harmonisierte Definitionen der gemeldeten Daten und durch Anforderungen an die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission in Bezug auf die Treibhausgasbilanz der in der Union verbrauchten Kraftstoffe. Diese Anforderungen an die Berichterstattung ermöglichen es, die fossile Vergleichsgröße für Kraftstoffe gemäß Anhang IV Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 98/70/EG und Anhang V Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 2009/28/EG auf den neuesten Stand zu bringen, und vereinfachen die obligatorische Berichterstattung gemäß Artikel 8 Absatz 3 und Artikel 9 Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG. 2. ERGEBNISSE DER KONSULTATIONEN DER INTERESSIERTEN KREISE UND DER FOLGENABSCHÄTZUNGEN Im Juli 2009 wurde eine öffentliche Konsultation[3] eingeleitet, in deren Mittelpunkt die im Richtlinienentwurf enthaltenen Punkte standen. Im Januar 2010 fand ein Treffen der Interessengruppen statt, an dem der Mineralöl- und der Biokraftstoffsektor, die Mitgliedstaaten und NRO teilnahmen. Im März 2010 erörterten die Kommissionsdienststellen mit den Mitgliedstaaten ein Konzeptpapier, um den Entwurf der Richtlinie weiterzuentwickeln. Darüber hinaus hat sich die Kommission bei der Ausarbeitung des derzeitigen Vorschlags auf folgende Arbeiten gestützt: – die Arbeiten des JEC-Konsortiums und seine Studie „Well to wheels“[4]; – die Brandt-Studie über Naturbitumen[5]; – die Brandt-Studie über Ölschiefer[6]; – die ICCT-Studie über sonstige Rohöle[7]. Die Arbeiten von Dr. Brandt wurden von externen Gutachtern geprüft, deren Feststellungen am 27. Mai 2011 bei einer öffentlichen Tagung mit den Interessenvertretern erörtert wurden[8]. Auch die Arbeiten des ICCT wurden externen Gutachtern zur Prüfung vorgelegt, deren Feststellungen am 20. Februar 2014 bei einer öffentlichen Tagung mit den Interessenvertretern erörtert wurden[9]. Nachdem der Richtlinienentwurf, mit dem das Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen nichtbiologischen Ursprungs und aus in Straßenfahrzeugen eingesetztem Strom harmonisiert wird, ohne Ergebnis mit dem Ausschuss für Kraftstoffqualität erörtert worden war[10], erstellte die Kommission im Jahr 2013 eine Folgenabschätzung, in der sie alle vorgeschlagenen Durchführungsoptionen bewertete. Das dieser Bewertung zugrunde liegende Konzept wurde auf zwei Workshops der Interessenvertreter vom 20. Dezember 2012 und vom 15. April 2013 vorgestellt[11]. Gleichzeitig bemühte sich die Kommission, in Erfahrung zu bringen, ob die Industrie Vorschriften für Anbieter wünschte, die ihre Reduktionsziele gemeinsam erreichen könnten. Trotz mehrerer diesbezüglicher Anfragen äußerte sich die Industrie nicht. Die Kommission kam daher zu dem Schluss, dass – abgesehen von harmonisierten Begriffsbestimmungen und einem Berichterstattungsmechanismus – derzeit keine speziellen Vorschriften nötig sind. 3. RECHTLICHE ASPEKTE DES VORSCHLAGS Die wichtigsten Aspekte des Richtlinienentwurfs in Bezug auf das Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus nichtbiologischen Quellen sind Folgende: – die Verwendung eines einzigen durchschnittlichen Standardwerts zur Darstellung der Treibhausgasintensität je Einheit und Kraftstoffart; – die harmonisierte jährliche Berichterstattung der Anbieter an die Mitgliedstaaten und der Mitgliedstaaten an die Kommission, die für die Überwachung der THG-Emissionssenkungen in der Union und für die Anpassung der Berechnungsverfahren an den technischen und wissenschaftlichen Fortschritt erforderlich ist. Entwicklung des ausgewählten Berechnungsverfahrens und der Anforderungen an die Berichterstattung Im Mittelpunkt der der Folgenabschätzung zugrunde liegenden Arbeiten standen die Genauigkeit der bewerteten Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen sowie die Befolgungskosten und der Verwaltungsaufwand, der für die Anbieter und die Mitgliedstaaten mit der Einhaltung von Artikel 7a der Richtlinie 98/70/EG verbunden wäre. Eine ungenaue Berichterstattung untergräbt die Erreichung der in der Richtlinie über Kraftstoffqualität vorgesehenen Zielvorgabe für die Treibhausgasintensität und beeinflusst einseitig die Art und Weise, in der die Belastung auf die Kraftstoffanbieter verteilt wird. Die Genauigkeit des Berechnungsverfahrens hängt zum einen vom gewählten Verfahren und zum anderen von der Genauigkeit der zugrunde liegenden Daten ab. Verfahren, die auf einer stärkeren Differenzierung der Einsatzstoffe beruhen, führen zu genaueren Ergebnissen. Die Genauigkeit der Daten ist auch eng an die Angaben zu den Emissionen aus der Förderung und Verarbeitung der Einsatzstoffe („vorgelagerte Emissionen“) gekoppelt. Die Daten[12], die den Werten in dem mit dem Ausschuss für Kraftstoffqualität erörterten Entwurf zugrunde liegen, beruhen auf freiwilligen Mitteilungen des Verbands der Öl- und Gasproduzenten. Sie beziehen sich auf weniger als die Hälfte des in der Union raffinierten Rohöls und enthalten keine Angaben zu importierten Produkten. Die neuesten Untersuchungen und Daten zu den Einsatzstoffen, aus denen zwischen 60 %[13] und 90 %7 der in der Union verbrauchten fossilen Kraftstoffe hergestellt werden, ergeben durchschnittliche Lebenszyklusemissionen, die um rund 5 % höher sind als die Werte, die sich aus den Daten ergeben, die dem Ausschuss für Kraftstoffqualität in dem Vorschlag von 2011 vorgelegt wurden. Dies wird hauptsächlich auf deutlich höhere und sehr unterschiedliche vorgelagerte CO2-Emissionen fossiler Kraftstoffe zurückgeführt. Bei der Intensität der vorgelagerten Treibhausgasemissionen aus konventionellen Einsatzstoffen gibt es erhebliche Unterschiede, und bei der Förderung aus unkonventionellen Ölquellen sind häufig höhere Treibhausgasintensitäten zu beobachten. Deswegen wird eine harmonisierte Datenberichterstattung die Genauigkeit der gemeldeten Emissionen verbessern. Die Genauigkeit des Berechnungsverfahrens hängt eng damit zusammen, wie hoch der Anteil hochintensiver Einsatzstoffe bei der Kraftstoffproduktion ist. Deswegen müssen die Mitteilungen zum Ursprung[14] und zum Ort des Erwerbs[15] von Kraftstoffen harmonisiert werden. Allerdings müssen diese Mitteilungen mit den geltenden EU-Rechtsvorschriften über das Registrierungssystem für Rohöleinfuhren und ‑lieferungen in der EU[16] vereinbar sein. Nach der diesem Vorschlag zugrunde liegenden Analyse betragen die Zusatzkosten pro Liter Kraftstoff bei allen geprüften Berechnungsverfahren 0,03 bis 0,04 Eurocent. Die höchsten Zusatzkosten ergeben sich dann, wenn die Anbieter - statt der EU-Durchschnittswerte pro Kraftstoffart für alle Einsatzstoffe - Treibhausgaswerte auf der Grundlage von anbieterspezifischen Emissionen oder des EU-Durchschnitts der Emissionen pro verwendetem Einsatzstoff übermitteln müssten. Dies führt zu dem Schluss, dass die optimale Option keine Mitteilung von einsatzstoffspezifischen Treibhausgaswerten durch die Anbieter vorsehen sollte. Das vorgeschlagene Verfahren setzt somit voraus, dass die Anbieter einen EU-Durchschnittswert der Treibhausgasemissionsintensität für jeden Kraftstoff übermitteln. Gemäß Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG können Gruppen von Anbietern sich dafür entscheiden, die Minderungsverpflichtung von 6 % gemeinsam zu erfüllen. Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe c der Richtlinie sieht den Erlass der „für die Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften“ vor. Zur einfacheren Verwendung eines gemeinsamen Berichterstattungssystems für Anbieter aus verschiedenen Mitgliedstaaten, die sich auf eine gemeinsame Berichterstattung geeinigt haben, müssen daher die Begriffsbestimmungen für die Kennung des Anbieters, das Kraftstoff- oder Energievolumen, die Art des Kraftstoffs oder des Energieträgers, den Ort des Erwerbs und den Ursprung des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers harmonisiert werden. Um bei grenzüberschreitender, gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter eine Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission so zu harmonisieren, dass die erforderlichen Angaben zu jedem Anbieter, der einer Gruppe von zwei oder mehr Anbietern aus einem oder mehreren Mitgliedstaaten angehört, den Behörden aller betroffenen Mitgliedstaaten zugänglich gemacht werden können. Um den Verwaltungsaufwand zu verringern, sollten die Mitgliedstaaten den Anbietern eine Berichterstattung unter Verwendung von Daten erlauben, die im Rahmen anderer EU- oder einzelstaatlicher Rechtsvorschriften erhoben wurden, sofern die Berichterstattung den Anforderungen in Anhang IV genügt. Zu solchen EU-Rechtsvorschriften gehören unter anderem die Verordnung (EG) Nr. 684/2009 der Kommission vom 24. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2008/118/EG des Rates in Bezug auf die EDV-gestützten Verfahren für die Beförderung verbrauchsteuerpflichtiger Waren unter Steueraussetzung[17], die Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission vom 2. Juli 1993 mit Durchführungsvorschriften zu der Verordnung (EWG) Nr. 2913/92 des Rates zur Festlegung des Zollkodex der Gemeinschaften[18], die Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 über die Energiestatistik[19], die Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG[20] und deren Durchführungsbestimmungen, die Entscheidung 2007/589/EG der Kommission vom 18. Juli 2007 zur Festlegung von Leitlinien für die Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen im Sinne der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates[21] sowie die Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates zur Schaffung eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und -lieferungen in der Gemeinschaft. Finanzielle Auswirkungen Im Rahmen der Folgenabschätzung wurde auch die Wettbewerbsfähigkeit der Branche in der Union erörtert. Offenbar werden keine wesentlichen Auswirkungen auf Unternehmen (einschließlich Raffinerien) erwartet. Dies ergibt sich daraus, dass der voraussichtliche Anstieg des Tankstellenpreises vernachlässigbar ist und dass der Folgenabschätzung zufolge praktisch alle diese Kosten abgewälzt werden. 2014/0286 (NLE) Vorschlag für eine RICHTLINIE DES RATES zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Anforderungen an die Berichterstattung 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[22], 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 aufzustellende Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus nichtbiologischen Quellen sollte zu einer hinreichend genauen Berichterstattung führen, so dass die Kommission kritisch die Leistung von Kraftstoffanbietern bei der Erfüllung ihrer Pflichten gemäß Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG bewerten kann. Das Berechnungsverfahren sollte für Messgenauigkeit sorgen und gleichzeitig die Komplexität der damit verbundenen Verwaltungsvorschriften 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 Verfahren auf Raffinerien in der Union auswirkt. Deswegen sollte sich das Berechnungsverfahren auf die durchschnittlichen Treibhausgasintensitäten stützen, die einem für eine bestimmte Kraftstoffquelle typischen Industriedurchschnitt entsprechen („durchschnittliche Standardwerte“). Der Vorteil dabei ist ein geringerer Verwaltungsaufwand für Anbieter und Mitgliedstaaten. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt sollte das vorgeschlagene Verfahren 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 Anforderungen an die Berichterstattung von Kraftstoffanbietern, die kleine oder mittlere Unternehmen (KMU) im Sinne der Empfehlung 2003/61/EG der Kommission sind, sollten im Rahmen von Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG so gering wie möglich gehalten werden. In vergleichbarer Weise sollten die Einführer von außerhalb der EU raffinierten Otto- und Dieselkraftstoffen nicht verpflichtet sein, Einzelheiten zu den Quellen der Rohöle, aus denen diese Kraftstoffe gewonnen wurden, zu übermitteln, da diese Angaben möglicherweise nicht vorliegen oder schwierig zu erhalten sind. (3) Um Anreize für weitere Reduktionen der Treibhausgasemissionen zu bieten, sollten Einsparungen, die für Reduktionen vorgelagerter Emissionen, einschließlich aus dem Abfackeln und Entlüften, geltend gemacht werden, in die Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen der Anbieter einbezogen werden. Damit die Kraftstoffanbieter leichter Einsparungen vorgelagerter Emissionen geltend machen können, sollte für die Berechnung und Bescheinigung von Emissionsreduktionen der Einsatz unterschiedlicher Emissionsregelungen zugelassen werden. In Betracht kommen sollten nur Projekte zur Reduktion vorgelagerter Emissionen, die nach Festsetzung des Basiswerts in Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b, also nach dem 1. Januar 2011, angelaufen sind. (4) Gewichtete durchschnittliche Treibhausgasstandardwerte bieten ein einfaches Verfahren, nach dem die Kraftstoffanbieter den Treibhausgasgehalt der von ihnen gelieferten Kraftstoffe bestimmen können. Solche für das Rohölangebot in der EU repräsentativen Werte sind unter anderem in dem Bericht „Well to Wheel“ (Version 4) des JEC-Konsortiums, in den im Auftrag der Europäischen Kommission von Dr. A. Brandt durchgeführten Studien über Naturbitumen und Ölschiefer sowie in den Arbeiten zum Thema vorgelagerte Emissionen enthalten, die der Internationale Rat für sauberen Verkehr für die Europäische Kommission im Zusammenhang mit der Schätzung der Treibhausgasemissionen aus der Ölproduktion (oil production greenhouse gas emissions estimator) in Verbindung mit den in der EU verbrauchten Rohölen durchgeführt hat. (5) Reduktionen der Treibhausgasemissionen in Zusammenhang mit vorgelagerten Emissionen aus Öl und Gas sollten nach Grundsätzen und Normen geschätzt werden, die in internationalen Normen, namentlich ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066 enthalten sind. (6) Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren zur Festlegung der aggregierten Treibhausgasintensität der in der Europäischen Union im Jahr 2010 verwendeten Kraftstoffe nichtbiologischen Ursprungs („Kraftstoffbasiswert“) eingeführt werden. Der Basiswert sollte sich auf die Mengen von Diesel- und Ottokraftstoff, Gasöl für mobile Maschinen und Geräte, Flüssiggas und komprimiertem Erdgas stützen und die Daten heranziehen, die im Jahr 2010 offiziell an die UN-Klimarahmenkonvention 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. (7) Da sich die Zusammensetzung des maßgeblichen fossilen Kraftstoffmixes von einem Jahr zum anderen nur wenig ändert, dürfte 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 UN-Klimarahmenkonvention übermittelt haben. (8) Der Kraftstoffbasiswert aus dem Jahr 2010 sollte einen Durchschnittswert für die Intensität der vorgelagerten Treibhausgasemissionen und einen Durchschnittswert für die Treibhausgasintensität komplexer Raffinerien für fossile Kraftstoffe darstellen. Deswegen sollte der Basiswert anhand des Standardwerts für den jeweiligen Kraftstoff berechnet werden. Der Kraftstoffbasisemissionswert sollte im Zeitraum bis 2020 nicht geändert werden, um den Kraftstoffanbietern Rechtssicherheit in Bezug auf ihre Verpflichtungen zur Minderung der Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu bieten. (9) Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe d der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren zur Berechnung des Beitrags von Straßenfahrzeugen mit Elektroantrieb festgelegt werden. Diesem Artikel zufolge sollte das Verfahren mit Artikel 3 Absatz 4 der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates[23] vereinbar sein. Um die Vereinbarkeit zu gewährleisten, sollte derselbe Anpassungsfaktor für die Antriebsstrangeffizienz verwendet werden. (10) Die Anbieter können gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG den für die Verwendung im Straßenverkehr gelieferten Strom in ihren Jahresberichten an die Mitgliedstaaten angeben. Zur Begrenzung der Verwaltungskosten empfiehlt es sich, das Verfahren für die Zwecke der Anbieterberichterstattung auf eine Schätzung und nicht auf eine tatsächliche Messung des Stromverbrauchs durch ein Straßenfahrzeug oder Motorrad mit Elektroantrieb zu stützen. (11) 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 Hydrobehandlung von pflanzlichen Ölen mit einem fossilen Kraftstoff. Gemäß Artikel 7d Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollten die Lebenszyklustreibhausgasemissionen für die Zwecke des Artikels 7a und des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie nach ein und demselben Verfahren berechnet werden. Deswegen haben die Zertifikate von Treibhausgasemissionen von anerkannten Systemen auf Freiwilligkeitsbasis sowohl für die Zwecke des Artikels 7a als auch für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG Gültigkeit. (12) Die obligatorische Anbieterberichterstattung gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollte durch ein harmonisiertes Format und Definitionen der zu übermittelnden Daten ergänzt werden. Da die Daten wichtig sind für das harmonisierte Verfahren 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 das Volumen und die Art der in Verkehr gebrachten Kraftstoffe oder Energieträger, (13) Die obligatorische Anbieterberichterstattung gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollte durch harmonisierte Anforderungen an die Berichterstattung, ein Berichterstattungsformat und Definitionen für die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission zur Treibhausgasbilanz der in der Union verbrauchten Kraftstoffe ergänzt werden. Diese Anforderungen an die Berichterstattung ermöglichen es, 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, erleichtern die Berichterstattung gemäß Artikel 8 Absatz 3 und Artikel 9 Absatz 2 die Richtlinie 98/70/EG und erleichtern die Anpassung des Berechnungsverfahrens an den technischen und wissenschaftlichen Fortschritt, so dass sichergestellt ist, dass es den verfolgten Zweck erfüllt. Die betreffenden Daten schließen das in Verkehr gebrachte Kraftstoff- oder Energievolumen, die Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, den Ort des Erwerbs und den Ursprung des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers ein. (14) Um den Verwaltungsaufwand zu verringern, sollten die Mitgliedstaaten den Anbietern erlauben, die Anforderungen an die Berichterstattung durch Verwendung gleichwertiger Daten zu erfüllen, die im Rahmen anderer EU- oder nationaler Rechtsvorschriften erhoben wurden, sofern die Berichterstattung den Anforderungen in Anhang IV und den Begriffsbestimmungen in den Anhängen I und III genügt. (15) Um Gruppen von Anbietern gemäß Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG die Berichterstattung zu erleichtern, sind gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe c der Richtlinie die für die Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften zu erlassen. Da die einzelnen Anbieter verschiedene Kraftstoffe mit unterschiedlicher Zusammensetzung in Verkehr bringen und deswegen möglicherweise in unterschiedlichem Maß Ressourcen mobilisieren müssen, um das Reduktionsziel für Treibhausgase zu erreichen, sollte die Berichterstattung erleichtert werden, um eine Störung der physischen Verbringung von Kraftstoffen zu vermeiden. Deswegen müssen die Begriffsbestimmungen der Kennung des Anbieters, des in Verkehr gebrachten Kraftstoff- oder Energievolumens, der Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, des Orts des Erwerbs und des Ursprungs des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers harmonisiert werden. Um bei grenzüberschreitender, gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter eine Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission so zu harmonisieren, dass die erforderlichen Angaben zu jedem Anbieter, der einer Gruppe von zwei oder mehr Anbietern aus einem oder mehreren Mitgliedstaaten angehört, den Behörden aller betroffenen Mitgliedstaaten zugänglich gemacht werden können. (16) 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 Jahr vorlegen, der dem Muster entspricht, das in der Entscheidung 2002/159/EG der Kommission vom 18. Februar 2002[24] festgelegt wurde. Um die durch die Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates[25] vorgenommenen Änderungen der Richtlinie 98/70/EG und die damit verbundenen zusätzlichen Anforderungen an die Berichterstattung der Mitgliedstaaten abzudecken, ist es der Effizienz und Harmonisierung halber notwendig, klar zu bestimmen, welche Angaben, die unter die Verpflichtung zur Berichterstattung über Daten zur Kraftstoffqualität gemäß Artikel 8 der Richtlinie 98/70/EG fallen, übermittelt werden sollten, und ein Muster für die Übermittlung dieser Daten durch die Anbieter und die Mitgliedstaaten festzulegen. (17) Die Kommission legte dem mit der Richtlinie 98/70/EG eingesetzten Ausschuss am 23. Februar 2012 den Entwurf einer Maßnahme vor. Der Ausschuss konnte keine Stellungnahme mit der erforderlichen qualifizierten Mehrheit abgeben, weswegen die Kommission gemäß Artikel 5a Absatz 4 des Beschlusses 2006/512/EG des Rates den Vorschlag dem Rat unterbreiten sollte – HAT FOLGENDE RICHTLINIE ERLASSEN: Artikel 1 Geltungsbereich Diese Richtlinie gilt für Kraftstoffe, die für den Antrieb von Straßenkraftfahrzeugen und 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 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. „vorgelagerte 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. „Naturbitumenrohstoff“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe, – die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM)[26], aufweisen; – 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; – die der Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates[27] entsprechen und – deren Quelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Einsatzstoffquelle selbst gewonnen wird; 3. „Ölschieferrohstoff“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthalten und der Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/8727 entsprechen. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen; 4. „konventionelles Rohöl“ jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht der Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/8727 entspricht. Artikel 3 Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasintensität von gelieferten Kraftstoffen und Energie, mit Ausnahme von Biokraftstoffen, und zur einschlägigen Berichterstattung durch die Kraftstoffanbieter (1) Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 2 sorgen die Mitgliedstaaten dafür, dass die Kraftstoffanbieter die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe nach dem Verfahren gemäß Anhang I bestimmen. (2) Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 1 Unterabsatz 2 und Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG verlangen die Mitgliedstaaten von den Kraftstoffanbietern, 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) Bei Kraftstoffanbietern, die kleine oder mittlere Unternehmen sind, wenden die Mitgliedstaaten das vereinfachte Verfahren gemäß Anhang I 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 Kraftstoffanbieter verlangen die Mitgliedstaaten von diesen, die von ihnen erzielten Verringerungen der Lebenszyklustreibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und 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[28] zur Verfügung gestellten ReportNet-Anwendungen der Europäischen Umweltagentur. Die Mitgliedstaaten übermitteln die Daten in dem in Anhang IV enthaltenen und nach Maßgabe dieses Anhangs ausgefüllten Muster elektronisch an das von der Europäischen Umweltagentur verwaltete zentrale Datenarchiv. (3) Die Daten werden jährlich in dem in Anhang IV vorgegebenen Format 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 die zu deren Durchsetzung erforderlichen Maßnahmen. Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Bestimmungen spätestens bis zum [zwölf Monate nach Verabschiedung] mit und unterrichten sie unverzüglich über alle späteren Änderungen dieser Bestimmungen. Artikel 7 Umsetzung (1) Die Mitgliedstaaten erlassen die erforderlichen Rechts- und Verwaltungsvorschriften, um dieser Richtlinie spätestens am [zwölf Monate nach Verabschiedung] nachzukommen. Sie teilen der Kommission unverzüglich den Wortlaut dieser Vorschriften mit. (2) Bei Erlass dieser Vorschriften nehmen die Mitgliedstaaten in den Vorschriften selbst oder durch einen Hinweis bei der amtlichen Veröffentlichung auf die vorliegende Richtlinie Bezug. Die Mitgliedstaaten regeln die Einzelheiten der Bezugnahme. (3) Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Wortlaut der wichtigsten nationalen Vorschriften 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 Diese Richtlinie ist an die Mitgliedstaaten gerichtet. Geschehen zu Brüssel am […] Im Namen des Rates Der Präsident [1] Richtlinie 2009/30/EG, ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 88. [2] Die Rechtsperson, die für die Abgabe von Kraftstoff oder Strom an einer Verbrauchsteuerstelle zuständig ist, z. B. das Ölraffinerieunternehmen. [3] https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp, Fragen und Antworten [4] Dem JEC-Konsortium gehören die Gemeinsame Forschungsstelle (JRC), die Vereinigung der Automobilhersteller für Forschung und Entwicklung in Europa (EUCAR) und der von Mineralölgesellschaften gegründete Zusammenschluss für Umwelt, Gesundheit und Sicherheit in der Raffinerieindustrie (CONCAWE) an. Somit sind die Kommission, die EU-Automobilindustrie und die Mineralölindustrie an diesen Arbeiten beteiligt. 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] Internationaler Rat für sauberen Verkehr (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] Definiert als der Handelsname des Einsatzstoffs. Angaben zu Rohöl werden derzeit gemäß der Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates übermittelt und vierteljährlich - ohne Handelsnamen - nach stringenten Datenschutzmaßnahmen an die Kommission weitergeleitet. Es ist eine unspezifische Bezeichnung zu übermitteln. Der Handelsname ist eine präzisere Beschreibung, die zudem bekannter ist und leichter mit THG-Emissionen in Verbindung gebracht werden kann. Deswegen werden in der Durchführungsmaßnahme die Handelsnamen gängig verwendeter Rohöle aufgelistet. [15] Definiert als der Name des Landes und der Verarbeitungsanlage. Die Mitgliedstaaten erhalten diese Angaben bereits im Rahmen zollrechtlicher Bestimmungen. Namentlich gemäß Artikel 37 der Verordnung (EG) Nr. 450/2008 ist das Ersuchen um notwendige Informationen zum Ursprungsland einer Ware zulässig. Der Ursprung ist definiert als der Ort, an dem die Ware der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen wurde. Spezielle Begriffsbestimmungen für Be- und Verarbeitungsmaßnahmen in Bezug auf Kraftstoffe sind in den Anhängen 14 und 15 der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission enthalten. [16] Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates zur Schaffung eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und ‑lieferungen in der Gemeinschaft (ABl. L 310 vom 22.12.1995, S. 5). [17] ABl. L 197 vom 29.7.2009, S. 24. [18] ABl. L 253 vom 11.10.1993, S. 1. [19] ABl. L 304 vom 14.11.2008, S. 1. [20] ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16. [21] ABl. L 229 vom 31.8.2007, S. 1. [22] ABl. L 350 vom 28.12.1998, S. 58. [23] Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16). [24] Entscheidung 2002/159/EG der Kommission vom 18. Februar 2002 über ein gemeinsames Muster für die Vorlage der zusammenfassenden Darstellungen der nationalen Daten zur Kraftstoffqualität (ABl. L 53 vom 23.2.2002, S. 30). [25] Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Spezifikationen für Otto-, Diesel- und Gasölkraftstoffe und die Einführung eines Systems zur Überwachung und Verringerung der Treibhausgasemissionen sowie zur Änderung der Richtlinie 1999/32/EG des Rates im Hinblick auf die Spezifikationen für von Binnenschiffen gebrauchte Kraftstoffe und zur Aufhebung der Richtlinie 93/12/EWG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 88). [26] American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml [27] Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif (ABl. L 256 vom 7.9.1987, S. 1). [28] Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die Europäische Umweltagentur und das Europäische Umweltinformations- und Umweltbeobachtungsnetz (ABl. L 126 vom 21.5.2009, S. 13). Anhang I Verfahren für die Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern und die Berichterstattung darüber durch Kraftstoffanbieter Teil 1: Bei der Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Anbieters von Kraftstoffen gilt: 1. Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff (gCO2Äq/MJ) angegeben. 2. 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 3. 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. 4. Die Treibhausgasintensität eines Kraftstoffanbieters, die sich aus dem Lebenszyklus sämtlicher gelieferter Kraftstoffe ergibt, wird nach der nachstehenden Formel berechnet: Treibhausgasintensität eines Anbieters (#) = Dabei ist (a) „#“ die in der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 definierte Verbrauchsteuernummer des Anbieters (Steuerpflichtiger) (Verbrauchsteuernummer oder Umsatzsteuer-Identifikationsnummer in Anhang I Tabelle 1 Ziffer 5 Buchstabe a der Verordnung für die Bestimmungsort-Codes 1, 2, 3, 4, 5 und 8), der auch der Verbrauchsteuerschuldner gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2008/118/EG des Rates 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 Energie in Megajoule, die geliefert und aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt wurde. Die Berechnung wird vorgenommen wie folgt: Die Menge jedes Kraftstoffs nach Kraftstoffart ergibt sich aus den gemeldeten 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[1] aufgeführten Energiedichte in den unteren Heizwert umgerechnet. Mengen von Kraftstoffen nichtbiologischen Ursprungs werden anhand der in Anlage 1 des „Well-to-Tank Report“ der JRC[2] aufgeführten Energiedichtewerte in den unteren Heizwert umgerechnet. Die gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen und Biokraftstoffen 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 nichtbiologischen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Energiemenge des mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Anhang IV Ziffer 17 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, der nicht die Anforderungen gemäß Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG erfüllt, wird als fossiler Kraftstoff gezählt. Für die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates[3] 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. Die Menge des verbrauchten Stroms ist die Menge von durch Kraftfahrzeuge und Krafträder verbrauchtem Strom, wenn ein Energieversorger der zuständigen Behörde in dem betreffenden Mitgliedstaat diese Menge gemäß folgender Formel mitteilt: Verbrauchter Strom = zurückgelegte Strecke (km) x Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km) (d) UER „UER“ (upstream emission reduction) ist die von einem Kraftstoffanbieter geltend gemachte Reduktion vorgelagerter Emissionen in gCO2Äq, sofern sie im Einklang mit folgenden Anforderungen quantifiziert und gemeldet wird: Zulässigkeit Freiwillige Reduktionen von Treibhausgasemissionen aus Öl- und Gasförder- und ‑produktionsstätten dürfen nur auf den die vorgelagerten Emissionen betreffenden Teil der Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden. Reduktionen vorgelagerter Treibhausgasemissionen in einem beliebigen Land können als eine Reduktion der Treibhausgasemissionen aus von einem beliebigen Kraftstoffanbieter gelieferten Kraftstoffen aus jeder anderen Einsatzstoffquelle angerechnet werden. Reduktionen vorgelagerter Treibhausgasemissionen dürfen nur angerechnet werden, wenn sie mit Projekten in Verbindung stehen, die nach dem 1. Januar 2011 angelaufen sind. Ein Nachweis, dass die vorgelagerten Emissionen ohne die Berichtspflicht gemäß Artikel 7a nicht reduziert worden wären, ist nicht notwendig. Berechnung Treibhausgasreduktionen in Zusammenhang mit vorgelagerten Emissionen aus Öl und Gas werden nach Grundsätzen und Normen geschätzt, die in internationalen Normen, namentlich ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066, enthalten sind. Die Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung betreffend die UER und die Referenzemissionen müssen im Einklang mit ISO 14064 erfolgen, und die Ergebnisse müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012. 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 „x“, je Einheit ausgedrückt in g CO2Äq/MJ. Die Kraftstoffanbieter definieren die Intensität je Einheit jedes Kraftstoffs wie folgt: Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen nichtbiologischen Ursprungs ist die gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität je Einheit nach den Kraftstoffarten in der Tabelle Teil 2 Ziffer 5 letzte Spalte dieses Anhangs. Strom wird wie in Teil 2 Ziffer 6 beschrieben berechnet. Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Anforderungen des Artikels 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG erfüllen, wird gemäß Artikel 7d der Richtlinie berechnet. Wurden die Daten zu den Lebenszyklustreibhausgasemissionen im Rahmen einer Übereinkunft oder einer Regelung gewonnen, die Gegenstand eines Beschlusses gemäß Artikel 7c Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG ist und Artikel 7b Absatz 2 der Richtlinie beachtet, so werden diese Daten auch herangezogen, um die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen gemäß Artikel 7b Absatz 1 zu bestimmen. Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Anforderungen des Artikels 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG nicht erfüllen, entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus konventionellem Rohöl oder ‑gas gewonnenen Kraftstoffs. Gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen nichtbiologischen 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 Kraftstoffanbieter (1) Reduktionen vorgelagerter Emissionen (UER) Damit die Reduktionen vorgelagerter Emissionen für dieses Verfahren in Betracht kommen, müssen die Kraftstoffanbieter der vom Mitgliedstaat benannten Behörde Folgendes mitteilen: i) das Startdatum des Projekts (nach dem 1. Januar 2011); ii) die jährlichen Emissionsreduktionen in g CO2Äq; iii) den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden; iv) den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle; v) den Ausgangswert der jährlichen Emissionen vor den Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in g CO2Äq/MJ des produzierten Einsatzstoffes, vi) die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig ausgewiesen werden; vii) die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig ausgewiesen werden; viii) 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 Einsatzstoffs, allerdings nur in den Fällen, in denen die Kraftstoffanbieter über die erforderlichen Angaben verfügen, weil sie i) eine Person oder Gesellschaft sind, die gemäß Artikel 1 der Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält, oder ii) mit anderen Kraftstoffanbietern 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 Kraftstoffanbietern erhobenen und an die Mitgliedstaaten weitergegebenen Informationen über den Kraftstoffursprung sind vertraulich. Dies steht jedoch einer Veröffentlichung allgemeiner Informationen oder zusammengefasster Informationen ohne Einzelheiten zu einzelnen Gesellschaften durch die Kommission nicht im Wege. Der Ursprung von Biokraftstoffen bezeichnet den Herstellungsweg von Biokraftstoffen gemäß Artikel IV der Richtlinie 98/70/EG. Werden unterschiedliche Einsatzstoffe verwendet, wird pro Art jedes Einsatzstoffs die Menge (in Tonnen) des Endprodukts angegeben, das im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde. (3) Ort des Erwerbs Der „Ort des Erwerbs“ 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 den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet. (4) Kleine und mittlere Unternehmen Abweichend davon bezeichnen bei Kraftstoffanbietern, die kleine und mittlere Unternehmen sind, die Begriffe „Ursprung“ und „Ort des Erwerbs“ entweder die EU oder ein Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und Öl aus bituminösen Mineralien liefern. (5) Durchschnittliche Standardwerte für Lebenszyklustreibhausgase von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und Strom (2010) Rohstoffquelle und Verfahren || In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff bzw. Energieträger || Lebenszyklus­treibhausgas­intensität pro Einheit (in g CO2Äq/MJ) || Gewichtete Lebens­zyklustreibhausgas­intensität pro Einheit (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 Gasölkraftstoffe || 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 Gas im Fremd­zündungsmotor || 69,3 || 69,3 Erdgas, EU-Mix || Verflüssigtes Gas im Fremd­zündungsmotor || 74,5 || 74,5 Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nichtbiologische 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 nichtbiologische 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 || Wasserstoff in einer Brennstoffzelle || 52,7 || 52,7 Altkunststoff aus fossilen Einsatzstoffen || Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff || 86 || 86 (6) Strom Für die Berichte von Energieanbietern über den von Kraftfahrzeugen und Krafträdern mit Elektroantrieb verbrauchten 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 Strom Treibhausgasintensitätswerte pro Einheit (in g CO2Äq/MJ) anhand von Daten festzulegen, die die Mitgliedstaaten auf folgender Grundlage übermittelt haben: i) Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Oktober 2008 über die Energiestatistik oder ii) Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates über ein System für die Überwachung von Treibhausgasemissionen sowie für die Berichterstattung über diese Emissionen und über andere klimaschutzrelevante Informationen auf Ebene der Mitgliedstaaten und der Union oder iii) Delegierte Verordnung (EU) Nr. 666/2014 der Kommission über die grundlegenden Anforderungen an ein Inventarsystem der Union und zur Berücksichtigung von Veränderungen der Treibhauspotenziale und der international vereinbarten Inventarleitlinien gemäß der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates. (7) Handelsname des Einsatzstoffs Land || Handelsname des Einsatzstoffs || 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 Darussalam || Seria Light || 36.2 || 0,1 Brunei Darussalam || Champion || 24,4 || 0,1 Brunei Darussalam || Champion Condensate || 65 || 0,1 Brunei Darussalam || Brunei LS Blend || 32 || 0,1 Brunei Darussalam || Brunei Condensate || 65 || n.v. Brunei Darussalam || 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 Chile || Chile Miscellaneous || n.v. || n.v. Tschad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14 Tschad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17 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 n.v. || 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/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 || 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 Referenzwerts der Treibhausgasintensität fossiler Kraftstoffen Verfahrene (a) Der Referenzwert der Treibhausgasintensität wird auf Grundlage des durchschnittlichen EU-Verbrauchs fossiler Kraftstoffe, also Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff, LPG und CNG, berechnet. Dabei gilt Folgendes: Berechnung des Referenzwerts der Treibhausgasintensität = Dabei steht x für die verschiedenen Kraftstoffe und Energieträger, die in den Anwendungsbereich der Richtlinie fallen und in nachstehender Tabelle aufgeführt sind; GHGix für die Treibhausgasintensität pro Einheit 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 Energie in Megajoules, die geliefert und 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 x 106 || Berichterstattung 2010 der Mitgliedstaaten an das UNFCCC Nicht für den Straßenverkehr bestimmtes Gasöl || 240 763 x 106 Ottokraftstoff || 3 844 356 x 106 LPG || 217 563 x 106 CNG || 51 037 x 106 Treibhausgasintensität Die Treibhausgasintensität für 2010 beträgt 94,1 g CO2Äq/MJ Anhang III Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission 1. Die Mitgliedstaaten übermitteln bis zum 30. Juni jedes Jahres die in Ziffer 3 aufgeführten Daten. Die Daten sind für alle Kraftstoffe und Energie zu übermitteln, die in dem 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 Mitgliedstaates (einschließlich gemeinsamer Anbieter, die in einem einzigen Mitgliedstaat operieren) in den Verkehr gebracht wurden, und für die Menge, die von gemeinsamen Anbietern in zwei oder mehr Mitgliedstaaten in den Verkehr gebracht wurde (mitgliedstaatenübergreifende gemeinsame Anbieter) separat übermittelt. Die Daten von mitgliedstaatenübergreifenden gemeinsamen Anbietern werden weiter auf Ebene des Mitgliedstaats jedes beteiligten Anbieters aufgeschlüsselt. 3. Zu jedem Kraftstoff übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission die folgenden in Anhang I definierten Daten und gemäß Ziffer 2 aggregierten: (a) Typ des Kraftstoffs oder der Energie; (b) Volumen oder Menge Strom; (c) Treibhausgasintensität; (d) Reduktionen vorgelagerter Emissionen; (e) Ursprung; (f) Ort des Erwerbs. Anhang IV Vorlage für die Übermittlung von Informationen zur Sicherstellung der Konsistenz der übermittelten Daten Kraftstoff - Einzelanbieter Kraftstoff - gemeinsame Anbieter Strom Ursprung – Einzelanbieter8 Ursprung – gemeinsame Anbieter8 Ort des Erwerbs9 Insgesamt vom Mitgliedstaat übermittelte Energie und erreichte Reduktion 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 4 Buchstabe a definiert; 2. die Kraftstoffmenge ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe c definiert; 3. die API-Dichte ist gemäß der Prüfmethode ASTM D287 definiert; 4. die Treibhausintensität ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe e definiert; 5. die Reduktion vorgelagerter Emissionen ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe d definiert; die Berichterstattungsvorschriften sind in Anhang I Teil 2 Ziffer 1 definiert; 6. die Strommenge ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 6 definiert; 7. Kraftstoffarten und die entsprechenden KN-Codes sind in Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe b definiert; 8. der Ursprung ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 2 und Ziffer 4 definiert; 9. der Ort des Erwerbs ist in Anhang I Teil 2 Ziffern 3 und 4 definiert; 10. Das Gesamtvolumen kann das Gesamtvolumen des tatsächlichen Kraftstoff- und Stromverbrauchs übersteigen, da in dieser Summe die Mengen von Anbietern enthalten sein können, die zusammen mit anderen Anbietern aus anderen Mitgliedstaaten Bericht erstatten. [1] Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 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] ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 1.