2015L0652 — FR — 25.04.2015 — 000.001

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DIRECTIVE (UE) 2015/652 DU CONSEIL

du 20 avril 2015

établissant des méthodes de calcul et des exigences de déclaration au titre de la directive 98/70/CE du Parlement européen et du Conseil concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel







LE CONSEIL DE L'UNION EUROPÉENNE, vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, vu la directive 98/70/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 1998 concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel et modifiant la directive 93/12/CEE du Conseil ( 1 ), et notamment son article 7 bis, paragraphe 5, vu la proposition de la Commission européenne, considérant ce qui suit: (1) Il convient que la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre des carburants et des autres types d'énergie produits à partir de sources non biologiques qui doit être mise en place conformément à l'article 7 bis, paragraphe 5, de la directive 98/70/CE permette de communiquer des informations d'une précision suffisante pour que la Commission puisse procéder à une évaluation critique de la performance des fournisseurs au regard des obligations qui leur incombent au titre de l'article 7 bis, paragraphe 2, de cette directive. La méthode de calcul devrait garantir l'exactitude, tout en tenant dûment compte de la complexité des exigences administratives qu'elle entraîne. Dans le même temps, elle devrait inciter les fournisseurs à réduire l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent. Une attention particulière devrait également être accordée aux effets produits par la méthode de calcul sur les raffineries de l'Union. Dès lors, il convient que la méthode de calcul repose sur des valeurs d'intensité d'émission de gaz à effet de serre correspondant à une valeur moyenne du secteur, représentative d'un carburant donné. Cela présenterait l'avantage de réduire la charge administrative des fournisseurs et des États membres. À ce stade, la méthode de calcul proposée ne devrait pas exiger d'opérer une différenciation de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants en fonction de la source de la matière première, car cela ne serait pas sans conséquence pour les investissements actuels dans certaines raffineries dans l'Union. (2) Dans le contexte de l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE, il y a lieu de réduire autant que possible les exigences de déclaration applicables aux fournisseurs qui sont des petites et moyennes entreprises (PME) au sens de la recommandation 2003/361/CE de la Commission ( 2 ). De même, les importateurs d'essence et de diesel raffinés en dehors de l'Union ne devraient pas être tenus de fournir des informations détaillées sur les sources des pétroles bruts utilisés pour produire les carburants en question, ces informations pouvant ne pas être disponibles ou pouvant être difficiles à obtenir. (3) Dans le but d'encourager davantage la diminution des émissions de gaz à effet de serre, il convient que les quantités déclarées au titre de réductions des émissions en amont (UER, upstream emission reductions), y compris lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère, soient prises en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre des fournisseurs sur l'ensemble du cycle de vie. Afin de faciliter la déclaration d'UER par les fournisseurs, il y a lieu d'autoriser le recours à différents systèmes de comptabilisation des émissions pour le calcul et la certification des réductions d'émissions. Il convient que seuls soient admissibles les projets d'UER débutant après la date d'établissement de la norme de base concernant les carburants visée à l'article 7 bis, paragraphe 5, point b), de la directive 98/70/CE, à savoir le 1er janvier 2011. (4) Les valeurs par défaut correspondant à la moyenne pondérée des émissions de gaz à effet de serre représentatives de la gamme de pétroles bruts utilisés dans l'Union constituent une méthode de calcul simple permettant aux fournisseurs de déterminer la teneur en gaz à effet de serre du carburant qu'ils fournissent. (5) Il convient que les UER soient estimées et validées conformément aux principes et aux normes internationales et notamment aux normes ISO 14064, ISO 14065 et ISO 14066. (6) Il convient en outre de faciliter la mise en œuvre par les États membres de la législation concernant les UER, y compris lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère. À cette fin, des orientations non législatives devraient être élaborées, sous les auspices de la Commission, sur des approches visant à quantifier, vérifier, valider, surveiller et communiquer ces UER (y compris les réductions lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère sur les sites de production) avant la fin de la période de transposition énoncée à l'article 7 de la présente directive. (7) L'article 7 bis, paragraphe 5, point b), de la directive 98/70/CE requiert l'établissement d'une méthode permettant de déterminer la norme de base concernant les carburants, compte tenu des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie, par unité d'énergie, imputées aux carburants fossiles en 2010. Il convient que la norme de base concernant les carburants se fonde sur les quantités de diesel, d'essence, de gazole non routier, de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et de gaz naturel comprimé (GNC) consommé et utilise à cet effet les données officiellement déclarées par les États membres à la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) en 2010. La norme de base concernant les carburants ne devrait pas être assimilée à la valeur de comparaison du carburant fossile utilisée pour calculer les réductions d'émissions de gaz à effet de serre provenant des biocarburants, laquelle devrait demeurer telle qu'elle est définie à l'annexe IV de la directive 98/70/CE. (8) Comme la composition du mélange de carburants fossiles concerné évolue peu d'une année sur l'autre, il en va de même, globalement, de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fossiles. Il est dès lors approprié que la norme de base concernant les carburants se fonde sur les données relatives à la consommation moyenne de l'Union pour l'année 2010 qui ont été notifiées par les États membres à la CCNUCC. (9) La norme de base concernant les carburants devrait être représentative de l'intensité moyenne d'émission de gaz à effet de serre en amont et de l'intensité de carburant d'une raffinerie de complexité moyenne pour les carburants fossiles. Par conséquent, la norme de base concernant les carburants devrait être calculée sur la base des valeurs moyennes par défaut des différents carburants. La norme de base concernant les carburants devrait rester inchangée jusqu'en 2020 afin d'offrir une certaine sécurité juridique aux fournisseurs en ce qui concerne leurs obligations de réduction de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent. (10) L'article 7 bis, paragraphe 5, point d), de la directive 98/70/CE prévoit également l'adoption d'une méthode de calcul de la contribution des véhicules routiers électriques afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre produites sur l'ensemble du cycle de vie. En vertu dudit article, la méthode de calcul devrait être compatible avec l'article 3, paragraphe 4, de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil ( 3 ). À cette fin, il convient que le même facteur d'ajustement soit utilisé pour l'efficacité du groupe motopropulseur. (11) L'électricité destinée au transport routier peut être déclarée par les fournisseurs conformément à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE dans le cadre de leurs rapports annuels aux États membres. Afin de limiter les coûts administratifs, il est opportun que la méthode de calcul repose sur une estimation, plutôt que sur la mesure effective, de la consommation d'électricité du véhicule routier ou motocycle électrique aux fins du rapport à présenter par le fournisseur. (12) Il y a lieu de fournir des renseignements détaillés pour estimer la quantité de biocarburants et leur intensité d'émission de gaz à effet de serre dans les cas où un biocarburant et un carburant fossile sont issus d'un même procédé de transformation. Une méthode spécifique est nécessaire car la quantité de biocarburant obtenue n'est pas mesurable, comme c'est le cas lors du cohydrotraitement d'huiles végétales et de carburants fossiles. L'article 7 quinquies, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE dispose que, aux fins de l'article 7 bis et de l'article 7 ter, paragraphe 2, de ladite directive, les émissions de gaz à effet de serre des biocarburants produites sur l'ensemble du cycle de vie doivent être calculées selon la même méthode. Par conséquent, la certification des émissions de gaz à effet de serre au moyen de systèmes volontaires reconnus est valable aux fins de l'article 7 bis comme aux fins de l'article 7 ter, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE. (13) Il convient de compléter l'obligation de déclaration incombant aux fournisseurs prévue à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par un format harmonisé et des définitions harmonisées des données à communiquer. Il est nécessaire d'harmoniser les définitions des données pour la bonne exécution du calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre lié aux obligations de déclaration incombant aux fournisseurs, ces données étant essentielles pour la méthode de calcul harmonisée au titre de l'article 7 bis, paragraphe 5, point a), de la directive 98/70/CE. Ces données comprennent l'identification du fournisseur, la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché et le type de carburant ou d'énergie mis sur le marché. (14) Il y a lieu de compléter l'obligation de déclaration incombant aux fournisseurs visée à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par des exigences de déclaration harmonisées, par un format de rapport et par des définitions harmonisées pour les rapports que les États membres soumettent à la Commission en ce qui concerne la performance des carburants consommés dans l'Union en matière de gaz à effet de serre. Ces exigences de déclaration permettront notamment l'actualisation du carburant fossile de référence visé à l'annexe IV, partie C, point 19, de la directive 98/70/CE et à l'annexe V, partie C, point 19, de la directive 2009/28/CE et elles faciliteront la présentation de rapports requise en vertu de l'article 8, paragraphe 3, et de l'article 9, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, ainsi que l'adaptation de la méthode de calcul au progrès technique et scientifique afin de veiller à ce qu'elle réponde à son objectif. Ces données devraient comprendre la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché ainsi que le type de carburant ou d'énergie, le lieu d'achat et l'origine du carburant ou de l'énergie mis sur le marché. (15) Il convient que les États membres permettent aux fournisseurs de remplir leurs obligations de déclaration en se fondant sur des données équivalentes recueillies au titre d'autres dispositions législatives nationales ou de l'Union afin de réduire la charge administrative, pour autant que le rapport soit établi conformément aux exigences visées à l'annexe IV et aux définitions établies aux annexes I et III. (16) Afin de faciliter l'établissement de rapports par des groupes de fournisseurs conformément à l'article 7 bis, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE, l'article 7 bis, paragraphe 5, point c), de ladite directive permet la mise en place de toute disposition nécessaire. Il est souhaitable de faciliter ce type de rapports pour éviter de perturber les mouvements physiques de carburants car différents fournisseurs mettent sur le marché différents carburants dans des proportions différentes et ils peuvent donc avoir à déployer différents niveaux de ressources pour satisfaire aux objectifs de réduction des gaz à effet de serre. Il est donc nécessaire d'harmoniser les définitions de l'identification du fournisseur, de la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché, du type de carburant ou d'énergie, du lieu d'achat et de l'origine du carburant ou de l'énergie mis sur le marché. En outre, afin d'éviter le double comptage dans les rapports conjoints des fournisseurs au titre de l'article 7 bis, paragraphe 4, il convient d'harmoniser la mise en œuvre des méthodes de calcul et de déclaration dans les États membres, y compris les rapports qu'ils présentent à la Commission afin que les informations requises provenant d'un groupe de fournisseurs concernent un État membre en particulier. (17) En vertu de l'article 8, paragraphe 3, de la directive 98/70/CE, les États membres sont tenus de présenter chaque année un rapport sur leurs données nationales relatives à la qualité des carburants pour l'année civile précédente, conformément au format établi dans la décision 2002/159/CE de la Commission ( 4 ). Afin de tenir compte des modifications apportées à la directive 98/70/CE par la directive 2009/30/CE du Parlement européen et du Conseil ( 5 ), ainsi que des exigences supplémentaires qu'elles imposent aux États membres en matière de rapports et par souci d'efficacité et d'harmonisation, il est nécessaire de préciser clairement quelles sont les informations qui doivent être communiquées et d'adopter un format pour la communication de ces données par les fournisseurs et les États membres. (18) La Commission a présenté un projet de mesure au comité institué par la directive 98/70/CE le 23 février 2012. Le comité n'a pas été en mesure d'obtenir la majorité qualifiée nécessaire pour adopter un avis. Il convient dès lors que la Commission présente une proposition au Conseil conformément à l'article 5 bis, paragraphe 4, de la décision 1999/468/CE du Conseil ( 6 ), considérant ce qui suit: A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DIRECTIVE:







Article premier

Objet — Champ d'application

1. La présente directive établit des règles relatives aux méthodes de calcul et aux exigences de déclaration conformément à la directive 98/70/CE.

2. La présente directive s'applique, d'une part, aux carburants utilisés pour la propulsion des véhicules routiers, des engins mobiles non routiers (y compris les bateaux de navigation intérieure lorsqu'ils ne sont pas en mer), des tracteurs agricoles et forestiers, des bateaux de plaisance lorsqu'ils ne sont pas en mer, et, d'autre part, à l'électricité destinée au fonctionnement des véhicules routiers.

Article 2

Définitions

Aux fins de la présente directive, et en sus des définitions figurant déjà dans la directive 98/70/CE, on entend par:

1) «émissions en amont», toutes les émissions de gaz à effet de serre produites avant l'entrée de la matière première dans une raffinerie ou une installation de traitement dans laquelle le carburant, tel que visé à l'annexe I, a été produit;

2) «bitume naturel», toute source de matière première de raffinerie qui: a) présente une densité API (American Petroleum Institute) inférieure ou égale à 10 degrés mesurée in situ, au lieu d'extraction, conformément à la méthode d'essai D287 de l'American Society for Testing and Materials (ASTM) ( 7 ); b) présente une viscosité annuelle moyenne, mesurée à la température du gisement, supérieure au résultat de l'équation: viscosité (centipoise) = 518,98e-0,038T, T étant la température en degrés Celsius; c) est conforme à la définition des sables bitumineux correspondant au code NC 2714 de la nomenclature combinée qui figure dans le règlement (CEE) no 2658/87 du Conseil ( 8 ); et d) se caractérise par le fait que la mobilisation de la source de matière première nécessite une extraction minière ou un drainage par gravité thermiquement assisté dans lequel l'énergie thermique provient principalement d'autres sources que la source de la matière de base elle-même;

3) «schiste bitumeux», toute source de matière première de raffinerie présente dans une formation rocheuse contenant du kérogène à l'état solide, conforme à la définition des schistes bitumineux correspondant au code NC 2714 qui figure dans le règlement (CEE) no 2658/87. La mobilisation de la source de matière première s'effectue par extraction minière ou par drainage par gravité thermiquement assisté;

4) «norme de base concernant les carburants», une norme de base concernant les carburants compte tenu des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie, par unité d'énergie, imputées aux carburants fossiles en 2010;

5) «pétrole brut conventionnel», toute matière première de raffinerie présentant une densité API supérieure à 10 degrés mesurée in situ, dans le gisement, selon la méthode d'essai D287 de l'ASTM et ne correspondant pas à la définition du code NC 2714 figurant dans le règlement (CEE) no 2658/87.

Article 3

Méthode de calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie fournis autres que les biocarburants et obligations de déclaration incombant aux fournisseurs

1. Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres veillent à ce que les fournisseurs utilisent la méthode de calcul définie à l'annexe I de la présente directive pour déterminer l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent.

2. Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 1, deuxième alinéa, et de l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres exigent des fournisseurs qu'ils communiquent les données en utilisant les définitions et la méthode de calcul figurant à l'annexe I de la présente directive. Les données sont communiquées chaque année au moyen du modèle figurant à l'annexe IV de la présente directive.

3. Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE, tout État membre garantit qu'un groupe de fournisseurs décidant d'être considérés comme un fournisseur unique se conforme aux obligations qui lui incombent au titre de l'article 7 bis, paragraphe 2, dans ledit État membre.

4. Pour les fournisseurs qui sont des PME, les États membres appliquent la méthode simplifiée énoncée à l'annexe I de la présente directive.

Article 4

Calcul de la norme de base concernant les carburants et réduction de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre

Aux fins de la vérification du respect par les fournisseurs des obligations prévues à l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres imposent aux fournisseurs de comparer les réductions d'émissions de gaz à effet de serre provenant des carburants et de l'électricité réalisées sur l'ensemble du cycle de vie à la norme de base concernant les carburants énoncée à l'annexe II de la présente directive.

Article 5

Présentation de rapports par les États membres

1. Lorsqu'ils présentent à la Commission les rapports prévus à l'article 8, paragraphe 3, de la directive 98/70/CE, les États membres lui fournissent les données relatives au respect de l'article 7 bis de ladite directive, telles qu'elles figurent à l'annexe III de la présente directive.

2. Les États membres utilisent, pour la transmission des données visées à l'annexe III de la présente directive, les outils ReportNet de l'Agence européenne pour l'environnement, mis à leur disposition en vertu du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil ( 9 ). Les données sont transmises par les États membres par transfert électronique des données au référentiel de données géré par l'Agence européenne pour l'environnement.

3. Les données sont fournies chaque année selon le modèle prévu à l'annexe IV. Les États membres notifient à la Commission la date de la transmission et le nom de la personne de contact de l'autorité compétente responsable de la vérification des données et de leur communication à la Commission.

Article 6

Sanctions

Les États membres déterminent le régime des sanctions applicables aux violations des dispositions nationales adoptées en vertu de la présente directive et prennent toute mesure nécessaire pour assurer la mise en œuvre de celles-ci. Les sanctions ainsi prévues doivent être effectives, proportionnées et dissuasives. Les États membres notifient ces dispositions à la Commission au plus tard le 21 avril 2017 et l'informent sans tarder de toute modification ultérieure les concernant.

Article 7

Transposition

1. Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à la présente directive au plus tard le 21 avril 2017. Ils en informent immédiatement la Commission.

2. Lorsque les États membres adoptent ces dispositions, celles-ci contiennent une référence à la présente directive ou sont accompagnées d'une telle référence lors de leur publication officielle. Les modalités de cette référence sont arrêtées par les États membres.

3. Les États membres communiquent à la Commission le texte des dispositions essentielles de droit interne qu'ils adoptent dans le domaine régi par la présente directive.

Article 8

Entrée en vigueur

La présente directive entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Article 9

Destinataires

Les États membres sont destinataires de la présente directive.









ANNEXE I

MÉTHODE DE CALCUL ET DE DÉCLARATION DE L'INTENSITÉ D'ÉMISSION DE GAZ À EFFET DE SERRE SUR L'ENSEMBLE DU CYCLE DE VIE DES CARBURANTS ET DE L'ÉNERGIE, À L'INTENTION DES FOURNISSEURS

Partie 1

Calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie d'un fournisseur

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie s'exprime en gramme équivalent dioxyde de carbone par mégajoule de carburant (gCO2eq/MJ).

1. Les gaz à effet de serre pris en compte aux fins du calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre du carburant sont le dioxyde de carbone (CO2), le protoxyde d'azote (N2O) et le méthane (CH4). Aux fins du calcul de l'équivalence en CO2, les émissions de ces gaz sont associées aux valeurs d'émissions suivantes, en équivalents CO2:



CO2: 1; CH4: 25; N2O: 298

2. Les émissions résultant de la fabrication des machines et des équipements utilisés pour l'extraction, la production, le raffinage et la consommation de carburants fossiles ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre.

3. L'intensité d'émission de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie des émissions de gaz à effet de serre de tous les carburants et énergies fournis par un fournisseur se calcule selon la formule ci-dessous: dans laquelle: a) «#» est l'identification du fournisseur (à savoir, l'identification de l'entité tenue de s'acquitter des droits d'accises) définie dans le règlement (CE) no 684/2009 de la Commission ( 10 ) comme le numéro d'accise de l'opérateur [numéro d'enregistrement du système d'échange des données relatives aux accises (SEED) ou numéro d'identification à la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) visés à l'annexe I, tableau 1, point 5 a), dudit règlement pour les codes de type de destination 1 à 5 et 8]; il s'agit également de l'entité redevable des droits d'accise conformément à l'article 8 de la directive 2008/118/CE du Conseil ( 11 ), au moment de la survenance de l'exigibilité des droits d'accise conformément à l'article 7, paragraphe 2, de la directive 2008/118/CE. Si cette identification n'est pas disponible, les États membres veillent à ce qu'un moyen d'identification équivalent soit établi conformément à un dispositif national de déclaration des droits d'accise; b) «x» correspond aux types de carburants et d'énergie entrant dans le champ d'application de la présente directive, tels qu'ils figurent à l'annexe I, tableau 1, point 17 c), du règlement (CE) no 684/2009. Si ces données ne sont pas disponibles, les États membres recueillent des données équivalentes conformément à un dispositif de déclaration des droits d'accise mis en place au niveau national; c) «MJx» est l'énergie totale fournie et convertie à partir des volumes communiqués du carburant «x», exprimée en mégajoules. Ce calcul s'effectue comme suit: i) La quantité de chaque carburant, par type de carburant Elle se calcule sur la base des données déclarées conformément à l'annexe I, tableau 1, points 17 d), f) et o), du règlement (CE) no 684/2009. Les quantités de biocarburants sont converties à leur contenu énergétique (pouvoir calorifique inférieur) conformément aux densités d'énergie figurant à l'annexe III de la directive 2009/28/CE. Les quantités de carburants d'origine non biologique sont converties à leur contenu énergétique (pouvoir calorifique inférieur) conformément aux densités d'énergie indiquées à l'appendice 1 du rapport «Well-to-tank» (version 4) ( 12 ) de juillet 2013 du consortium regroupant le Centre commun de recherche, EUCAR et Concawe (JEC) ( 13 ); ii) Cotraitement simultané de carburants fossiles et de biocarburants Le traitement inclut toute modification apportée au cours du cycle de vie du carburant ou de l'énergie fournis, entraînant un changement de la structure moléculaire du produit. L'ajout d'un dénaturant ne constitue pas un traitement. La quantité de biocarburants cotraités avec des carburants d'origine non biologique reflète l'état des biocarburants à l'issue du procédé de production. La quantité du biocarburant cotraité est déterminée par le bilan énergétique et l'efficacité du procédé de cotraitement visé à l'annexe IV, partie C, point 17, de la directive 98/70/CE. Lorsque plusieurs biocarburants sont mélangés avec des carburants fossiles, la quantité et le type de chaque biocarburant sont pris en compte dans le calcul et communiqués aux États membres par les fournisseurs. La quantité des biocarburants fournis qui ne satisfont pas aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE est comptabilisée comme s'il s'agissait de carburant fossile. Le mélange essence-éthanol E85 fera l'objet d'un calcul en tant que carburant distinct aux fins de l'article 6 du règlement (CE) no 443/2009 du Parlement européen et du Conseil ( 14 ). Si les quantités ne sont pas recueillies conformément au règlement (CE) no 684/2009, les États membres recueillent des données équivalentes selon un dispositif de déclaration des droits d'accise mis en place au niveau national; iii) Quantité d'électricité consommée Il s'agit de la quantité d'électricité consommée par les véhicules routiers ou les motocycles qu'un fournisseur communique à l'autorité compétente de chaque État membre conformément à la formule suivante: Électricité consommée = distance parcourue (km) × efficacité de la consommation d'électricité (MJ/km); d) Réduction des émissions en amont (UER) «UER» est la réduction des émissions de gaz à effet de serre en amont déclarée par un fournisseur, mesurée en gCO2eq, quantifiée et communiquée dans le respect des exigences suivantes: i) Admissibilité Les UER ne s'appliquent qu'à la partie des valeurs moyennes par défaut déterminées pour le pétrole, le diesel, le GNC ou le GPL qui correspond aux émissions en amont. Les UER, quel que soit leur pays d'origine, peuvent être comptabilisées comme réductions des émissions de gaz à effet de serre pour les carburants produits à partir de toute source de matière de base fournie par un fournisseur. Les UER ne sont comptabilisées que si elles sont liées à des projets ayant débuté après le 1er janvier 2011. Il n'est pas nécessaire de prouver que les UER n'auraient pas eu lieu en l'absence des obligations de déclaration énoncées à l'article 7 bis de la directive 98/70/CE; ii) Calculs Les UER sont estimées et validées conformément aux principes et aux normes internationales et notamment aux normes ISO 14064, ISO 14065 et ISO 14066. Les UER et les émissions de référence devront être contrôlées, communiquées et vérifiées conformément à la norme ISO 14064 et les résultats fournis devront être d'une fiabilité équivalente à celle visée par le règlement (UE) no 600/2012 de la Commission ( 15 ) et le règlement (UE) no 601/2012 de la Commission ( 16 ). La vérification des méthodes d'estimation des UER doit être conforme à la norme ISO 14064-3 et l'organisme chargé de la vérification doit être accrédité conformément à la norme ISO 14065; e) «GHGix» est l'intensité d'émission de gaz à effet de serre du carburant ou de l'énergie «x», exprimée en gCO2eq/MJ. Les fournisseurs calculent l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de chaque carburant ou énergie comme suit: i) L'intensité d'émission de gaz à effet de serre de carburants d'origine non biologique est l'«intensité d'émission de gaz à effet de serre pondérée sur l'ensemble du cycle de vie» par type de carburant figurant dans la dernière colonne du tableau à la partie 2, point 5, de la présente annexe; ii) L'électricité est calculée conformément à la partie 2, point 6; iii) Intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants répondant aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE se calcule conformément à l'article 7 quinquies de ladite directive. Lorsque les données relatives aux émissions de gaz à effet de serre des biocarburants sur l'ensemble du cycle de vie ont été obtenues dans le cadre d'un accord ou d'un système ayant fait l'objet d'une décision en vertu de l'article 7 quater, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE couvrant l'article 7 ter, paragraphe 2, de ladite directive, ces données sont également utilisées pour établir l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants au titre de l'article 7 ter, paragraphe 1, de ladite directive. L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants ne répondant pas aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE est égale à l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fossiles correspondants issus de pétrole brut ou de gaz conventionnels; iv) Cotraitement simultané de carburants d'origine non biologique et de biocarburants L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants cotraités avec des carburants fossiles reflète l'état des biocarburants à l'issue du traitement; f) «AF» est le facteur d'ajustement pour l'efficacité du groupe motopropulseur:



Technologie de conversion prédominante Facteur d'efficacité Moteur à combustion interne 1 Groupe motopropulseur électrique à accumulateur 0,4 Groupe motopropulseur électrique à pile à combustible alimentée par hydrogène 0,4

Partie 2

Informations communiquées par les fournisseurs pour les carburants autres que les biocarburants

1. UER des carburants fossiles

Afin que les UER soient admissibles aux fins des méthodes de déclaration et de calcul, les fournisseurs communiquent à l'autorité désignée par les États membres:

a) la date de début du projet, qui doit être postérieure au 1er janvier 2011;

b) les réductions annuelles d'émissions, en gCO2eq;

c) la durée de la période au cours de laquelle les réductions déclarées se sont produites;

d) les coordonnées de l'emplacement du projet le plus proche de la source d'émissions, en degrés de latitude et de longitude arrondis à la quatrième décimale;

e) les émissions annuelles de référence avant la mise en place des mesures de réduction et les émissions annuelles après la mise en place des mesures de réduction, en gCO2eq/MJ de matières de base produites;

f) le numéro de certificat non réutilisable identifiant de manière unique le système et les réductions déclarées de gaz à effet de serre;

g) le numéro non réutilisable identifiant de manière unique la méthode de calcul et le système associé;

h) lorsque le projet concerne l'extraction de pétrole, le ratio gaz/pétrole en solution annuel moyen historique et pour l'année de déclaration, la pression et la profondeur du gisement, et le taux de production de pétrole brut du puits.

2. Origine

L'«origine» est la dénomination commerciale de la matière de base figurant à la partie 2, point 7, de la présente annexe, mais uniquement lorsque les fournisseurs détiennent l'information nécessaire:

a) du fait qu'ils sont une personne ou entreprise qui effectue une importation de pétrole brut en provenance des pays tiers ou qui reçoit une livraison de pétrole brut en provenance d'un autre État membre, conformément à l'article 1er du règlement (CE) no 2964/95 du Conseil ( 17 ); ou

b) en vertu de modalités d'échange d'informations convenues avec d'autres fournisseurs.

Dans tous les autres cas, l'origine indique si le carburant est originaire de l'Union ou de pays tiers.

Les informations que les fournisseurs recueillent et communiquent aux États membres concernant l'origine des carburants sont confidentielles mais cela n'interdit pas à la Commission de publier des informations générales ou synthétiques ne comportant pas d'indications sur les entreprises individuellement.

Pour les biocarburants, l'origine signifie la filière de production des biocarburants figurant à l'annexe IV de la directive 98/70/CE.

Lorsque plusieurs matières de base sont utilisées, les fournisseurs communiquent la quantité en tonnes métriques du produit fini pour chaque matière de base produite dans l'installation de traitement correspondante au cours de l'année de déclaration.

3. Lieu d'achat

Le «lieu d'achat» est le pays et le nom de l'installation de traitement où le carburant ou l'énergie a subi sa dernière transformation substantielle, utilisés pour conférer son origine au carburant ou à l'énergie conformément au règlement (CEE) no 2454/93 de la Commission ( 18 ).

4. PME

Par dérogation, dans le cas des fournisseurs qui sont des PME, l'«origine» et le «lieu d'achat» sont soit l'Union soit un pays tiers, selon le cas, que ces fournisseurs importent du pétrole brut ou qu'ils fournissent des huiles de pétrole et des huiles de matières bitumineuses.

5. Valeurs moyennes par défaut d'intensité d'émission de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie en ce qui concerne les carburants autres que les biocarburants et l'électricité







Source de matières premières et procédé Type de carburant mis sur le marché Intensité d'émission de gaz à effet de serre unitaire sur l'ensemble du cycle de vie (gCO2eq/MJ) Intensité d'émission de gaz à effet de serre pondérée sur l'ensemble du cycle de vie (gCO2eq/MJ) Pétrole brut conventionnel Essence 93,2 93,3 Gaz naturel liquéfié 94,3 Charbon liquéfié 172 Bitume naturel 107 Schistes bitumineux 131,3 Pétrole brut conventionnel Diesel ou gazole 95 95,1 Gaz naturel liquéfié 94,3 Charbon liquéfié 172 Bitume naturel 108,5 Schistes bitumineux 133,7 Toute source fossile Gaz de pétrole liquéfié pour moteur à allumage commandé 73,6 73,6 Gaz naturel, mélange UE Gaz naturel comprimé pour moteur à allumage commandé 69,3 69,3 Gaz naturel, mélange UE Gaz naturel liquéfié pour moteur à allumage commandé 74,5 74,5 Réaction de Sabatier utilisant l'hydrogène produit par hydrolyse à l'aide d'énergies renouvelables non biologiques Méthane de synthèse comprimé pour moteur à allumage commandé 3,3 3,3 Gaz naturel par vaporeformage Hydrogène comprimé dans une pile à combustible 104,3 104,3 Électrolyse utilisant exclusivement des énergies renouvelables non biologiques Hydrogène comprimé dans une pile à combustible 9,1 9,1 Charbon Hydrogène comprimé dans une pile à combustible 234,4 234,4 Charbon avec captage et stockage du carbone des émissions du procédé Hydrogène comprimé dans une pile à combustible 52,7 52,7 Déchets plastiques issus de matières de base fossiles Pétrole, diesel ou gazole 86 86

6. Électricité

Aux fins de la déclaration par les fournisseurs d'énergie de l'électricité consommée par les véhicules électriques et les motocycles, les États membres devraient calculer les valeurs nationales moyennes par défaut sur l'ensemble du cycle de vie conformément aux normes internationales en la matière.

Les États membres peuvent également autoriser leurs fournisseurs à déterminer des valeurs d'intensité d'émission de gaz à effet de serre (en gCO2eq/MJ) de l'électricité à partir des données communiquées par les États membres au titre des règlements suivants:

a) règlement (CE) no 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil ( 19 );

b) règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil ( 20 ); ou

c) règlement délégué (UE) no 666/2014 de la Commission ( 21 ).

7. Dénomination commerciale de la matière de base







Pays Dénomination commerciale de la matière de base API Soufre (% massique) Abou Dhabi Al Bunduq 38,5 1,1 Abou Dhabi Mubarraz 38,1 0,9 Abou Dhabi Murban 40,5 0,8 Abou Dhabi Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) 40,6 1 Abou Dhabi Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) 37,4 1,5 Abou Dhabi Arzanah 44 0 Abou Dhabi Abu Al Bu Khoosh 31,6 2 Abou Dhabi Murban Bottoms 21,4 Non disponible (n.d.) Abou Dhabi Top Murban 21 n.d. Abou Dhabi Upper Zakum 34,4 1,7 Algérie Arzew 44,3 0,1 Algérie Hassi Messaoud 42,8 0,2 Algérie Zarzaitine 43 0,1 Algérie Algerian 44 0,1 Algérie Skikda 44,3 0,1 Algérie Saharan Blend 45,5 0,1 Algérie Hassi Ramal 60 0,1 Algérie Algerian Condensate 64,5 n.d. Algérie Algerian Mix 45,6 0,2 Algérie Algerian Condensate (Arzew) 65,8 0 Algérie Algerian Condensate (Bejaia) 65,0 0 Algérie Top Algerian 24,6 n.d. 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.d. Angola Cavala-1 42,3 n.d. Angola Sulele (South-1) 38,7 n.d. Angola Palanca 40 0,14 Angola Malongo (North) 30 n.d. Angola Malongo (South) 25 n.d. Angola Nemba 38,5 0 Angola Girassol 31,3 n.d. Angola Kuito 20 n.d. Angola Hungo 28,8 n.d. 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 Arabie saoudite Light (Pers. Gulf) 33,4 1,8 Arabie saoudite Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) 27,9 2,8 Arabie saoudite Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) 30,8 2,4 Arabie saoudite Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) 37,8 1,1 Arabie saoudite Light (Yanbu) 33,4 1,2 Arabie saoudite Heavy (Yanbu) 27,9 2,8 Arabie saoudite Medium (Yanbu) 30,8 2,4 Arabie saoudite Berri (Yanbu) 37,8 1,1 Arabie saoudite Medium (Zuluf/Marjan) 31,1 2,5 Argentine Tierra del Fuego 42,4 n.d. Argentine Santa Cruz 26,9 n.d. Argentine Escalante 24 0,2 Argentine Canadon Seco 27 0,2 Argentine Hidra 51,7 0,05 Argentine Medanito 34,93 0,48 Arménie Armenian Miscellaneous n.d. n.d. Australie Jabiru 42,3 0,03 Australie Kooroopa (Jurassic) 42 n.d. Australie Talgeberry (Jurassic) 43 n.d. Australie Talgeberry (Up Cretaceous) 51 n.d. Australie Woodside Condensate 51,8 n.d. Australie Saladin-3 (Top Barrow) 49 n.d. Australie Harriet 38 n.d. Australie Skua-3 (Challis Field) 43 n.d. Australie Barrow Island 36,8 0,1 Australie Northwest Shelf Condensate 53,1 0 Australie Jackson Blend 41,9 0 Australie Cooper Basin 45,2 0,02 Australie Griffin 55 0,03 Australie Buffalo Crude 53 n.d. Australie Cossack 48,2 0,04 Australie Elang 56,2 n.d. Australie Enfield 21,7 0,13 Australie Gippsland (Bass Strait) 45,4 0,1 Azerbaïdjan Azeri Light 34,8 0,15 Bahreïn Bahrain Miscellaneous n.d. n.d. Belize Belize Light Crude 40 n.d. Belize Belize Miscellaneous n.d. n.d. Bénin Seme 22,6 0,5 Bénin Benin Miscellaneous n.d. n.d. Biélorussie Belarus Miscellaneous n.d. n.d. Bolivie Bolivian Condensate 58,8 0,1 Brésil Garoupa 30,5 0,1 Brésil Sergipano 25,1 0,4 Brésil Campos Basin 20 n.d. Brésil Urucu (Upper Amazon) 42 n.d. Brésil Marlim 20 n.d. Brésil Brazil Polvo 19,6 1,14 Brésil Roncador 28,3 0,58 Brésil Roncador Heavy 18 n.d. Brésil 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.d. Brunei Champion Export 23,9 0,12 Cameroun Kole Marine Blend 34,9 0,3 Cameroun Lokele 21,5 0,5 Cameroun Moudi Light 40 n.d. Cameroun Moudi Heavy 21,3 n.d. Cameroun Ebome 32,1 0,35 Cameroun Cameroon Miscellaneous n.d. n.d. Canada Peace River Light 41 n.d. Canada Peace River Medium 33 n.d. Canada Peace River Heavy 23 n.d. Canada Manyberries 36,5 n.d. Canada Rainbow Light and Medium 40,7 n.d. Canada Pembina 33 n.d. Canada Bells Hill Lake 32 n.d. Canada Fosterton Condensate 63 n.d. Canada Rangeland Condensate 67,3 n.d. Canada Redwater 35 n.d. Canada Lloydminster 20,7 2,8 Canada Wainwright-Kinsella 23,1 2,3 Canada Bow River Heavy 26,7 2,4 Canada Fosterton 21,4 3 Canada Smiley-Coleville 22,5 2,2 Canada Midale 29 2,4 Canada Milk River Pipeline 36 1,4 Canada Ipl-Mix Sweet 40 0,2 Canada Ipl-Mix Sour 38 0,5 Canada Ipl Condensate 55 0,3 Canada Aurora Light 39,5 0,4 Canada Aurora Condensate 65 0,3 Canada Reagan Field 35 0,2 Canada Synthetic Canada 30,3 1,7 Canada Cold Lake 13,2 4,1 Canada Cold Lake Blend 26,9 3 Canada Canadian Federated 39,4 0,3 Canada Chauvin 22 2,7 Canada Gcos 23 n.d. Canada Gulf Alberta L & M 35,1 1 Canada Light Sour Blend 35 1,2 Canada Lloyd Blend 22 2,8 Canada Peace River Condensate 54,9 n.d. Canada Sarnium Condensate 57,7 n.d. Canada Saskatchewan Light 32,9 n.d. Canada Sweet Mixed Blend 38 0,5 Canada Syncrude 32 0,1 Canada Rangeland — South L & M 39,5 0,5 Canada Northblend Nevis 34 n.d. Canada Canadian Common Condensate 55 n.d. Canada Canadian Common 39 0,3 Canada Waterton Condensate 65,1 n.d. Canada Panuke Condensate 56 n.d. Canada Federated Light and Medium 39,7 2 Canada Wabasca 23 n.d. Canada Hibernia 37,3 0,37 Canada BC Light 40 n.d. Canada Boundary 39 n.d Canada Albian Heavy 21 n.d. Canada Koch Alberta 34 n.d. Canada Terra Nova 32,3 n.d. Canada Echo Blend 20,6 3,15 Canada Western Canadian Blend 19,8 3 Canada Western Canadian Select 20,5 3,33 Canada White Rose 31,0 0,31 Canada Access 22 n.d. Canada Premium Albian Synthetic Heavy 20,9 n.d. Canada Albian Residuum Blend (ARB) 20,03 2,62 Canada Christina Lake 20,5 3 Canada CNRL 34 n.d. Canada Husky Synthetic Blend 31,91 0,11 Canada Premium Albian Synthetic (PAS) 35,5 0,04 Canada Seal Heavy (SH) 19,89 4,54 Canada Suncor Synthetic A (OSA) 33,61 0,178 Canada Suncor Synthetic H (OSH) 19,53 3,079 Canada Peace Sour 33 n.d. Canada Western Canadian Resid 20,7 n.d. Canada Christina Dilbit Blend 21,0 n.d. Canada Christina Lake Dilbit 38,08 3,80 Charjah Mubarek Sharjah 37 0,6 Charjah Sharjah Condensate 49,7 0,1 Chili Chile Miscellaneous n.d. n.d. Chine Taching (Daqing) 33 0,1 Chine Shengli 24,2 1 Chine Beibu n.d. n.d. Chine Chengbei 17 n.d. Chine Lufeng 34,4 n.d. Chine Xijiang 28 n.d. Chine Wei Zhou 39,9 n.d. Chine Liu Hua 21 n.d. Chine Boz Hong 17 0,282 Chine Peng Lai 21,8 0,29 Chine Xi Xiang 32,18 0,09 Colombie Onto 35,3 0,5 Colombie Putamayo 35 0,5 Colombie Rio Zulia 40,4 0,3 Colombie Orito 34,9 0,5 Colombie Cano-Limon 30,8 0,5 Colombie Lasmo 30 n.d. Colombie Cano Duya-1 28 n.d. Colombie Corocora-1 31,6 n.d. Colombie Suria Sur-1 32 n.d. Colombie Tunane-1 29 n.d. Colombie Casanare 23 n.d. Colombie Cusiana 44,4 0,2 Colombie Vasconia 27,3 0,6 Colombie Castilla Blend 20,8 1,72 Colombie Cupiaga 43,11 0,082 Colombie South Blend 28,6 0,72 Congo (Brazzaville) Emeraude 23,6 0,5 Congo (Brazzaville) Djeno Blend 26,9 0,3 Congo (Brazzaville) Viodo Marina-1 26,5 n.d. Congo (Brazzaville) Nkossa 47 0,03 Congo (Kinshasa) Muanda 34 0,1 Congo (Kinshasa) Congo/Zaire 31,7 0,1 Congo (Kinshasa) Coco 30,4 0,15 Côte d'Ivoire Espoir 31,4 0,3 Côte d'Ivoire Lion Cote 41,1 0,101 Danemark Dan 30,4 0,3 Danemark Gorm 33,9 0,2 Danemark Danish North Sea 34,5 0,26 Dubaï Dubai (Fateh) 31,1 2 Dubaï Margham Light 50,3 0 Égypte Belayim 27,5 2,2 Égypte El Morgan 29,4 1,7 Égypte Rhas Gharib 24,3 3,3 Égypte Gulf of Suez Mix 31,9 1,5 Égypte Geysum 19,5 n.d. Égypte East Gharib (J-1) 37,9 n.d. Égypte Mango-1 35,1 n.d. Égypte Rhas Budran 25 n.d. Égypte Zeit Bay 34,1 0,1 Égypte East Zeit Mix 39 0,87 Équateur Oriente 29,2 1 Équateur Quito 29,5 0,7 Équateur Santa Elena 35 0,1 Équateur Limoncoha-1 28 n.d. Équateur Frontera-1 30,7 n.d. Équateur Bogi-1 21,2 n.d. Équateur Napo 19 2 Équateur Napo Light 19,3 n.d. Espagne Amposta Marina North 37 n.d. Espagne Casablanca 34 n.d. Espagne El Dorado 26,6 n.d. États-Unis Alaska ANS n.d. n.d. États-Unis Colorado Niobrara n.d. n.d. États-Unis Nouveau Mexique Four Corners n.d. n.d. États-Unis Dakota du Nord Bakken n.d. n.d. États-Unis Dakota du Nord North Dakota Sweet n.d. n.d. États-Unis Texas WTI n.d. n.d. États-Unis Texas Eagle Ford n.d. n.d. États-Unis Utah Covenant n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Beta n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Carpinteria n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Dos Cuadras n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Hondo n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Hueneme n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Pescado n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Point Arguello n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Point Pedernales n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Sacate n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Santa Clara n.d. n.d. États-Unis marge du plateau continental nord-américain Sockeye n.d. n.d. Gabon Gamba 31,8 0,1 Gabon Mandji 30,5 1,1 Gabon Lucina Marine 39,5 0,1 Gabon Oguendjo 35 n.d. Gabon Rabi-Kouanga 34 0,6 Gabon T'Catamba 44,3 0,21 Gabon Rabi 33,4 0,06 Gabon Rabi Blend 34 n.d. Gabon Rabi Light 37,7 0,15 Gabon Etame Marin 36 n.d. Gabon Olende 17,6 1,54 Gabon Gabonian Miscellaneous n.d. n.d. Géorgie Georgian Miscellaneous n.d. n.d. Ghana Bonsu 32 0,1 Ghana Salt Pond 37,4 0,1 Guatemala Coban 27,7 n.d. Guatemala Rubelsanto 27 n.d. Guinée équatoriale Zafiro 30,3 n.d. Guinée équatoriale Alba Condensate 55 n.d. Guinée équatoriale Ceiba 30,1 0,42 Inde Bombay High 39,4 0,2 Indonésie Minas (Sumatron Light) 34,5 0,1 Indonésie Ardjuna 35,2 0,1 Indonésie Attaka 42,3 0,1 Indonésie Suri 18,4 0,2 Indonésie Sanga Sanga 25,7 0,2 Indonésie Sepinggan 37,9 0,9 Indonésie Walio 34,1 0,7 Indonésie Arimbi 31,8 0,2 Indonésie Poleng 43,2 0,2 Indonésie Handil 32,8 0,1 Indonésie Jatibarang 29 0,1 Indonésie Cinta 33,4 0,1 Indonésie Bekapai 40 0,1 Indonésie Katapa 52 0,1 Indonésie Salawati 38 0,5 Indonésie Duri (Sumatran Heavy) 21,1 0,2 Indonésie Sembakung 37,5 0,1 Indonésie Badak 41,3 0,1 Indonésie Arun Condensate 54,5 n.d. Indonésie Udang 38 0,1 Indonésie Klamono 18,7 1 Indonésie Bunya 31,7 0,1 Indonésie Pamusian 18,1 0,2 Indonésie Kerindigan 21,6 0,3 Indonésie Melahin 24,7 0,3 Indonésie Bunyu 31,7 0,1 Indonésie Camar 36,3 n.d. Indonésie Cinta Heavy 27 n.d. Indonésie Lalang 40,4 n.d. Indonésie Kakap 46,6 n.d. Indonésie Sisi-1 40 n.d. Indonésie Giti-1 33,6 n.d. Indonésie Ayu-1 34,3 n.d. Indonésie Bima 22,5 n.d. Indonésie Padang Isle 34,7 n.d. Indonésie Intan 32,8 n.d. Indonésie Sepinggan — Yakin Mixed 31,7 0,1 Indonésie Widuri 32 0,1 Indonésie Belida 45,9 0 Indonésie 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.d. n.d. Iraq Basrah Light (Pers. Gulf) 33,7 2 Iraq Kirkuk (Pers. Gulf) 35,1 1,9 Iraq Mishrif (Pers. Gulf) 28 n.d. Iraq Bai Hasson (Pers. Gulf) 34,1 2,4 Iraq Basrah Medium (Pers. Gulf) 31,1 2,6 Iraq Basrah Heavy (Pers. Gulf) 24,7 3,5 Iraq Kirkuk Blend (Pers. Gulf) 35,1 2 Iraq N. Rumalia (Pers. Gulf) 34,3 2 Iraq Ras el Behar 33 n.d. Iraq Basrah Light (Red Sea) 33,7 2 Iraq Kirkuk (Red Sea) 36,1 1,9 Iraq Mishrif (Red Sea) 28 n.d. Iraq Bai Hasson (Red Sea) 34,1 2,4 Iraq Basrah Medium (Red Sea) 31,1 2,6 Iraq Basrah Heavy (Red Sea) 24,7 3,5 Iraq Kirkuk Blend (Red Sea) 34 1,9 Iraq N. Rumalia (Red Sea) 34,3 2 Iraq Ratawi 23,5 4,1 Iraq Basrah Light (Turkey) 33,7 2 Iraq Kirkuk (Turkey) 36,1 1,9 Iraq Mishrif (Turkey) 28 n.d. Iraq Bai Hasson (Turkey) 34,1 2,4 Iraq Basrah Medium (Turkey) 31,1 2,6 Iraq Basrah Heavy (Turkey) 24,7 3,5 Iraq Kirkuk Blend (Turkey) 34 1,9 Iraq N. Rumalia (Turkey) 34,3 2 Iraq FAO Blend 27,7 3,6 Kazakhstan Kumkol 42,5 0,07 Kazakhstan CPC Blend 44,2 0,54 Koweït Mina al Ahmadi (Kuwait Export) 31,4 2,5 Koweït Magwa (Lower Jurassic) 38 n.d. Koweït Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Libye Bu Attifel 43,6 0 Libye Amna (high pour) 36,1 0,2 Libye Brega 40,4 0,2 Libye Sirtica 43,3 0,43 Libye Zueitina 41,3 0,3 Libye Bunker Hunt 37,6 0,2 Libye El Hofra 42,3 0,3 Libye Dahra 41 0,4 Libye Sarir 38,3 0,2 Libye Zueitina Condensate 65 0,1 Libye El Sharara 42,1 0,07 Malaisie Miri Light 36,3 0,1 Malaisie Tembungo 37,5 n.d. Malaisie Labuan Blend 33,2 0,1 Malaisie Tapis 44,3 0,1 Malaisie Tembungo 37.4 0 Malaisie Bintulu 26,5 0,1 Malaisie Bekok 49 n.d. Malaisie Pulai 42,6 n.d. Malaisie Dulang 39 0,037 Mauritanie Chinguetti 28,2 0,51 Mexique Isthmus 32,8 1,5 Mexique Maya 22 3,3 Mexique Olmeca 39 n.d. Mexique Altamira 16 n.d. Mexique Topped Isthmus 26,1 1,72 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.d. Nigeria Adanga 35,1 n.d. Nigeria Iyak-3 36 n.d. Nigeria Antan 35,2 n.d. Nigeria OSO 47 0,06 Nigeria Ukpokiti 42,3 0,01 Nigeria Yoho 39,6 n.d. Nigeria Okwori 36,9 n.d. Nigeria Bonga 28,1 n.d. Nigeria ERHA 31,7 0,21 Nigeria Amenam Blend 39 0,09 Nigeria Akpo 45,17 0,06 Nigeria EA 38 n.d. Nigeria Agbami 47,2 0,044 Norvège Ekofisk 43,4 0,2 Norvège Tor 42 0,1 Norvège Statfjord 38,4 0,3 Norvège Heidrun 29 n.d. Norvège Norwegian Forties 37,1 n.d. Norvège Gullfaks 28,6 0,4 Norvège Oseberg 32,5 0,2 Norvège Norne 33,1 0,19 Norvège Troll 28,3 0,31 Norvège Draugen 39,6 n.d. Norvège Sleipner Condensate 62 0,02 Oman Oman Export 36,3 0,8 Ouzbékistan Uzbekistan Miscellaneous n.d. n.d. Papouasie-Nouvelle-Guinée Kutubu 44 0,04 Pays-Bas Alba 19,59 n.d. Pérou Loreto 34 0,3 Pérou Talara 32,7 0,1 Pérou High Cold Test 37,5 n.d. Pérou Bayovar 22,6 n.d. Pérou Low Cold Test 34,3 n.d. Pérou Carmen Central-5 20,7 n.d. Pérou Shiviyacu-23 20,8 n.d. Pérou Mayna 25,7 n.d. Philippines Nido 26,5 n.d. Philippines Philippines Miscellaneous n.d. n.d. Qatar Dukhan 41,7 1,3 Qatar Qatar Marine 35,3 1,6 Qatar Qatar Land 41,4 n.d. Ras el Khaïmah Rak Condensate 54,1 n.d. Ras el Khaïmah Ras Al Khaimah Miscellaneous n.d. n.d. Royaume-Uni Auk 37,2 0,5 Royaume-Uni Beatrice 38,7 0,05 Royaume-Uni Brae 33,6 0,7 Royaume-Uni Buchan 33,7 0,8 Royaume-Uni Claymore 30,5 1,6 Royaume-Uni S.V. (Brent) 36,7 0,3 Royaume-Uni Tartan 41,7 0,6 Royaume-Uni Tern 35 0,7 Royaume-Uni Magnus 39,3 0,3 Royaume-Uni Dunlin 34,9 0,4 Royaume-Uni Fulmar 40 0,3 Royaume-Uni Hutton 30,5 0,7 Royaume-Uni N.W. Hutton 36,2 0,3 Royaume-Uni Maureen 35,5 0,6 Royaume-Uni Murchison 38,8 0,3 Royaume-Uni Ninian Blend 35,6 0,4 Royaume-Uni Montrose 40,1 0,2 Royaume-Uni Beryl 36,5 0,4 Royaume-Uni Piper 35,6 0,9 Royaume-Uni Forties 36,6 0,3 Royaume-Uni Brent Blend 38 0,4 Royaume-Uni Flotta 35,7 1,1 Royaume-Uni Thistle 37 0,3 Royaume-Uni S.V. (Ninian) 38 0,3 Royaume-Uni Argyle 38,6 0,2 Royaume-Uni Heather 33,8 0,7 Royaume-Uni South Birch 38,6 n.d. Royaume-Uni Wytch Farm 41,5 n.d. Royaume-Uni Cormorant North 34,9 0,7 Royaume-Uni Cormorant South (Cormorant «A») 35,7 0,6 Royaume-Uni Alba 19,2 n.d. Royaume-Uni Foinhaven 26,3 0,38 Royaume-Uni Schiehallion 25,8 n.d. Royaume-Uni Captain 19,1 0,7 Royaume-Uni Harding 20,7 0,59 Russie Urals 31 2 Russie Russian Export Blend 32,5 1,4 Russie M100 17,6 2,02 Russie M100 Heavy 16,67 2,09 Russie Siberian Light 37,8 0,4 Russie E4 (Gravenshon) 19,84 1,95 Russie E4 Heavy 18 2,35 Russie Purovsky Condensate 64,1 0,01 Russie Sokol 39,7 0,18 Singapour Rantau 50,5 0,1 Syrie Syrian Straight 15 n.d. Syrie Thayyem 35 n.d. Syrie Omar Blend 38 n.d. Syrie Omar 36,5 0,1 Syrie Syrian Light 36 0,6 Syrie Souedie 24,9 3,8 Tchad Doba Blend (Early Production) 24,8 0,14 Tchad Doba Blend (Later Production) 20,8 0,17 Thaïlande Erawan Condensate 54,1 n.d. Thaïlande Sirikit 41 n.d. Thaïlande Nang Nuan 30 n.d. Thaïlande Bualuang 27 n.d. Thaïlande Benchamas 42,4 0,12 Trinité-et-Tobago Galeota Mix 32,8 0,3 Trinité-et-Tobago Trintopec 24,8 n.d. Trinité-et-Tobago Land/Trinmar 23,4 1,2 Trinité-et-Tobago Calypso Miscellaneous 30,84 0,59 Tunisie Zarzaitine 41,9 0,1 Tunisie Ashtart 29 1 Tunisie El Borma 43,3 0,1 Tunisie Ezzaouia-2 41,5 n.d. Turquie Turkish Miscellaneous n.d. n.d. Ukraine Ukraine Miscellaneous n.d. n.d. 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.d. 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.d. 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.d. 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.d. Venezuela BCF-Heavy 16,7 n.d. Venezuela BCF-Medium 22 n.d. Venezuela Caripito Blend 17,8 n.d. Venezuela Laguna/Ceuta Mix 18,1 n.d. Venezuela Morichal 10,6 n.d. Venezuela Pedenales 20,1 n.d. Venezuela Quiriquire 16,3 n.d. Venezuela Tucupita 17 n.d. Venezuela Furrial-2 (E. Venezuela) 27 n.d. Venezuela Curazao Blend 18 n.d. Venezuela Santa Barbara 36,5 n.d. Venezuela Cerro Negro 15 n.d. Venezuela BCF22 21,1 2,11 Venezuela Hamaca 26 1,55 Venezuela Zuata 10 15 n.d. Venezuela Zuata 20 25 n.d. Venezuela Zuata 30 35 n.d. Venezuela Monogas 15,9 3,3 Venezuela Corocoro 24 n.d. Venezuela Petrozuata 19,5 2,69 Venezuela Morichal 16 16 n.d. Venezuela Guafita 28,6 0,73 Viêt Nam Bach Ho (White Tiger) 38,6 0 Viêt Nam Dai Hung (Big Bear) 36,9 0,1 Viêt Nam Rang Dong 37,7 0,5 Viêt Nam Ruby 35,6 0,08 Viêt Nam Su Tu Den (Black Lion) 36,8 0,05 Yémen North Yemeni Blend 40,5 n.d. Yémen Alif 40,4 0,1 Yémen Maarib Lt. 49 0,2 Yémen Masila Blend 30-31 0,6 Yémen Shabwa Blend 34,6 0,6 Zone neutre Eocene (Wafra) 18,6 4,6 Zone neutre Hout 32,8 1,9 Zone neutre Khafji 28,5 2,9 Zone neutre Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Zone neutre Ratawi 23,5 4,1 Zone neutre Neutral Zone Mix 23,1 n.d. Zone neutre Khafji Blend 23,4 3,8 Autre Huile de schiste n.d. n.d. Autre Schistes bitumineux n.d. n.d. Autre Gaz naturel: acheminé par gazoduc depuis la source n.d. n.d. Autre Gaz naturel: à partir de GNL n.d. n.d. Autre Gaz de schiste: acheminé par gazoduc depuis la source n.d. n.d. Autre Charbon n.d. n.d.









ANNEXE II

CALCUL DE LA NORME DE BASE CONCERNANT LES CARBURANTS POUR LES CARBURANTS FOSSILES

Méthode de calcul

a) La norme de base concernant les carburants se calcule sur la base de la consommation moyenne de pétrole, de diesel, de gazole, de GPL et de GNC (carburants fossiles) de l'Union, comme suit: où: «x» représente les différents carburants et énergies relevant de la présente directive, tels que définis dans le tableau ci-dessous; «GHGix» est l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de la quantité annuelle de carburant x ou d'énergie relevant de la présente directive vendue sur le marché, exprimée en gCO2eq/MJ. Les valeurs correspondant aux carburants fossiles figurant à l'annexe I, partie 2, point 5, sont utilisées; «MJx» est l'énergie totale fournie et convertie à partir des volumes déclarés du carburant x, exprimée en mégajoules.

b) Données relatives à la consommation Les données relatives à la consommation utilisées pour le calcul de la valeur sont les suivantes:



Carburant Consommation énergétique (MJ) Source Diesel 7 894 969 × 106 Déclarations 2010 des États membres au titre de la CCNUCC Gazole non routier 240 763 × 106 Pétrole 3 844 356 × 106 GPL 217 563 × 106 GNC 51 037 × 106

Intensité d'émission de gaz à effet de serre

La norme de base concernant les carburants pour 2010 est de: 94,1 gCO2eq/MJ









ANNEXE III

RAPPORT DES ÉTATS MEMBRES À LA COMMISSION

1. Au plus tard le 31 décembre de chaque année, les États membres doivent communiquer les données énumérées au point 3. Ces données doivent être transmises pour tous les types de carburants et d'énergie mis sur le marché dans chaque État membre. Lorsque plusieurs biocarburants sont mélangés avec des carburants fossiles, les données relatives à chaque biocarburant doivent être fournies.

2. Les données énumérées au point 3 doivent être communiquées séparément pour les carburants ou l'énergie mis sur le marché par des fournisseurs dans un État membre donné (y compris des fournisseurs opérant conjointement dans un même État membre).

3. Pour chaque carburant et chaque énergie, les États membres doivent communiquer à la Commission les données suivantes, agrégées comme indiqué au point 2 et conformément aux définitions de l'annexe I: a) type de carburant ou d'énergie; b) volume ou quantité de carburant ou d'électricité; c) intensité d'émission de gaz à effet de serre; d) UER; e) origine; f) lieu d'achat.









ANNEXE IV

MODÈLE POUR LA COMMUNICATION DES INFORMATIONS EN VUE DE GARANTIR LA COHÉRENCE DES DONNÉES NOTIFIÉES







Carburant — fournisseurs individuels Entrée Rapport conjoint (OUI/NON) Pays Fournisseur 1 Type de carburant 7 Code NC du carburant 7 Quantité 2 Intensité de GES moyenne Réduction des émissions en amont 5 Réduction moyenne en 2010 par litres par énergie 1 Code NC Intensité de GES 4 Matière de base Code NC Intensité de GES 4 durable (OUI/NON) Composante F.1 (Composante de carburants fossiles) Composante B.1 (Composante de biocarburants) Composante F.n (Composante de carburants fossiles) Composante B.m (Composante de biocarburants) k Code NC 2 Intensité de GES 4 Matière de base Code NC 2 Intensité de GES 4 durable (OUI/NON) Composante F.1 (Composante de carburants fossiles) Composante B.1 (Composante de biocarburants) Composante F.n (Composante de carburants fossiles) Composante B.m (Composante de biocarburants)







Carburant — fournisseurs conjoints Entrée Rapport conjoint (OUI/NON) Pays Fournis seur 1 Type de carburant 7 Code NC du carburant 7 Quantité2 Intensité GES moyenne Réduction des émissions en amont 5 Réduction par rapport à la moyenne de 2010 par litres par énergie I OUI OUI Sous-total Code NC Intensité de GES 4 Matière de base Code NC Intensité de GES 4 durable (OUI/NON) Composante F.1 (Composante de carburants fossiles) Composante B.1 (Composante de biocarburants) Composante F.n (Composante de carburants fossiles) Composante B.m (Composante de biocarburants) x OUI OUI Sous-total Code NC 2 Intensité de GES 4 Matière de base Code NC 2 Intensité de GES 4 durable (OUI/NON) Composante F.1 (Composante de carburants fossiles) Composante B.1 (Composante de biocarburants) Composante F.n (Composante de carburants fossiles) Composante B.m (Composante de biocarburants)







Électricité Rapport conjoint (OUI/NON) Pays Fournisseur 1 Type énergie 7 Quantité 6 Intensité de GES Réduction par rapport à la moyenne de 2010 par énergie NON







Informations relatives aux fournisseurs conjoints Pays Fournisseur 1 Type énergie 7 Quantité 6 Intensité de GES Réduction par rapport à la moyenne de 2010 par énergie OUI OUI Sous-total







Origine — Fournisseurs individuels 8 Entrée 1 composante F.1 Entrée 1 composante F.n Entrée k composante F.1 Entrée k composante F.n Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes







Entrée 1 composante B.1 Entrée 1 composante B.m Entrée k composante B.1 Entrée k composante B.m Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes







Origine — Fournisseurs conjoints 8 Entrée 1 composante F.1 Entrée 1 composante F.n Entrée X composante F.1 Entrée X composante F.n Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes Dénom. Comm. Matière de base Densité API 3 Tonnes







Entrée 1 composante B.1 Entrée 1 composante B.m Entrée X composante B.1 Entrée X composante B.m Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes Filière bio Densité API 3 Tonnes







Lieu d'achat 9 Entrée Composante Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays Nom des installat. de traitement/ raffineries Pays 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







Total de l'énergie déclarée et des réductions réalisées par État membre Volume (par énergie) 10 Intensité de GES Réduction par rapport à la moyenne de 2010

Notes relatives au format

Le modèle destiné à la communication des informations par les fournisseurs est identique au modèle utilisé pour la communication des informations par les États membres.

Les cellules grisées ne doivent pas être remplies.

1. L'identification du fournisseur est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 a);

2. La quantité de carburant est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 c);

3. La densité API (American Petroleum Institute) est définie conformément à la méthode d'essai ASTM D287;

4. L'intensité d'émission de gaz à effet de serre est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 e);

5. L'UER est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 d); les modalités de communication des informations sont définies à l'annexe I, partie 2, point 1);

6. La quantité d'électricité est définie à l'annexe I, partie 2, point 6;

7. Les types de carburant et les codes NC correspondants sont définis à l'annexe I, partie 1, point 3 b);

8. L'origine est définie à l'annexe I, partie 2, points 2 et 4;

9. Le lieu d'achat est défini à l'annexe I, partie 2, points 3 et 4;

10. La quantité totale d'énergie (carburant et électricité) consommée.