2015L0652 — IT — 25.04.2015 — 000.001

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▼B

DIRETTIVA (UE) 2015/652 DEL CONSIGLIO

del 20 aprile 2015

che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel







IL CONSIGLIO DELL'UNIONE EUROPEA, visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, vista la direttiva 98/70/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 1998, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel e recante modificazione della direttiva 93/12/CEE del Consiglio ( 1 ), in particolare l'articolo 7 bis, paragrafo 5, vista la proposta della Commissione europea, considerando quanto segue: (1) Il metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e di altre energie di origine non biologica da stabilire a norma dell'articolo 7 bis, paragrafo 5, della direttiva 98/70/CE dovrebbe produrre comunicazioni sufficientemente precise da consentire alla Commissione di valutare criticamente le prestazioni dei fornitori in merito all'adempimento dei loro obblighi ai sensi dell'articolo 7 bis, paragrafo 2, della stessa direttiva. Il metodo di calcolo dovrebbe garantire precisione, pur tenendo debito conto della complessità degli obblighi amministrativi connessi. Al tempo stesso, il metodo dovrebbe incentivare i fornitori a ridurre l'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili da loro forniti. Anche l'impatto del metodo di calcolo sulle raffinerie dell'Unione dovrebbe essere considerato attentamente. Di conseguenza, il metodo di calcolo dovrebbe basarsi sulle intensità medie delle emissioni di gas a effetto serra che rappresentano un valore medio del settore tipico di un particolare combustibile. Ciò presenterebbe il vantaggio di ridurre l'onere amministrativo a carico dei fornitori e degli Stati membri. In questa fase il metodo di calcolo proposto non dovrebbe richiedere la differenziazione dell'intensità delle emissioni di gas serra dei combustibili in base all'origine della materia prima, in quanto ciò pregiudicherebbe gli investimenti attualmente in corso presso alcune raffinerie dell'Unione. (2) Gli obblighi di comunicazione che competono ai fornitori che sono piccole e medie imprese (PMI) quali definite nella raccomandazione della Commissione 2003/361/CE ( 2 ) dovrebbero, per quanto possibile, essere ridotti al minimo nel contesto dell'articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE. Analogamente, gli importatori di benzina e combustibile diesel raffinati al di fuori dell'Unione non dovrebbero essere obbligati a fornire informazioni dettagliate circa le fonti di petrolio greggio utilizzato per ottenere i combustibili, in quanto si tratta di informazioni che possono non essere disponibili o possono essere difficili da ottenere. (3) Per incentivare ulteriori riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra, il calcolo eseguito dai fornitori sulle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita dovrebbe comprendere i risparmi dichiarati per le riduzioni delle emissioni a monte (Upstream Emission Reductions — UER), incluse quelle derivanti dalla combustione in torcia o dal rilascio in atmosfera. Al fine di facilitare la dichiarazione delle UER da parte dei fornitori, occorrerebbe autorizzare l'uso di vari schemi di riferimento delle emissioni per il calcolo e la certificazione delle UER. Dovrebbero essere ammissibili solo i progetti di UER che hanno inizio dopo la data di definizione del valore di riferimento per i carburanti di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera b), della direttiva 98/70/CE, vale a dire dopo il 1o gennaio 2011. (4) La media ponderata dei valori standard delle emissioni di gas a effetto serra che rappresentano i greggi lavorati consumati nell'Unione costituisce un metodo di calcolo semplice tramite il quale i fornitori possono determinare il contenuto di gas a effetto serra dei combustibili da essi forniti. (5) Le UER dovrebbero essere stimate e convalidate conformemente ai principi e alle norme contenuti nelle norme internazionali, in particolare ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066. (6) È inoltre appropriato facilitare l'attuazione, da parte degli Stati membri, della normativa relativa alle UER, incluse quelle derivanti dalla combustione in torcia o dal rilascio in atmosfera. A tale scopo dovrebbero essere preparati, sotto l'egida della Commissione, orientamenti non legislativi sugli approcci per la quantificazione, la verifica, la convalida, il monitoraggio e la comunicazione di tali UER (compresa la riduzione della combustione in torcia e del rilascio in atmosfera nei siti di produzione) prima della fine del periodo di recepimento di cui all'articolo 7 della presente direttiva. (7) L'art. 7 bis, paragrafo 5, lettera b), della direttiva 98/70/CE richiede la definizione di un metodo volto a determinare il valore di riferimento per i carburanti basato sulle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita per unità di energia dovute alle emissioni dei combustibili fossili nel 2010. Il valore di riferimento per i carburanti dovrebbe basarsi sui quantitativi di combustibile diesel, benzina, gasolio destinato alle macchine mobili non stradali, gas di petrolio liquefatto (GPL) e gas naturale compresso (GNC) consumato, e utilizzare i dati comunicati ufficialmente dagli Stati membri nell'ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (UNFCCC) nel 2010. Il valore di riferimento per i carburanti non dovrebbe essere il valore del combustibile fossile di riferimento usato per calcolare le riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti, che dovrebbe rimanere quello previsto nell'allegato IV della direttiva 98/70/CE. (8) Poiché la composizione del mix dei combustibili fossili in questione varia di poco da un anno all'altro, anche la variazione annua dell'intensità complessiva delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili fossili sarà limitata. È dunque appropriato che il valore di riferimento per i carburanti si basi sui dati del consumo medio dell'Unione per il 2010 comunicati dagli Stati membri nell'ambito della UNFCCC. (9) Il valore di riferimento per i carburanti dovrebbe rappresentare una intensità media delle emissioni di gas a effetto serra a monte e l'intensità media del carburante di una raffineria complessa per i combustibili fossili. Di conseguenza, il valore di riferimento per i carburanti dovrebbe essere calcolato utilizzando i valori medi standard dei rispettivi combustibili. Il valore di riferimento per i carburanti dovrebbe restare immutato per il periodo fino al 2020, al fine di garantire la certezza normativa ai fornitori per i loro obblighi di riduzione dell'intensità dei gas a effetto serra in rapporto ai combustibili forniti. (10) L'articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera d), della direttiva 98/70/CE prevede l'adozione di un metodo per calcolare il contributo dei veicoli elettrici stradali alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei carburanti. A norma di tale articolo, il metodo di calcolo dovrebbe essere compatibile con l'articolo 3, paragrafo 4, della direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 3 ). Per garantire questa compatibilità, è opportuno usare lo stesso fattore di adeguamento per l'efficienza. (11) Come stabilito all'articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE, l'elettricità fornita per il trasporto su strada può essere comunicata dai fornitori nelle relazioni annuali che devono presentare agli Stati membri. Per limitare i costi amministrativi, ai fini della comunicazione da parte del fornitore, è opportuno che il metodo di calcolo si basi su una stima piuttosto che su un'effettiva misurazione del consumo di elettricità di un veicolo stradale o di un motociclo elettrico. (12) È auspicabile includere un approccio dettagliato per stimare la quantità e l'intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti nei casi in cui sono trattati insieme ai combustibili fossili nel corso di uno stesso processo. Occorre utilizzare un metodo specifico perché il quantitativo del biocarburante risultante non è misurabile, ad esempio nel caso di idrotrattamento di oli vegetali con un combustibile fossile. L'articolo 7 quinquies, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE stabilisce che, ai fini dell'articolo 7 bis e dell'articolo 7 ter, paragrafo 2, della stessa direttiva, le emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti prodotte durante il ciclo di vita devono essere calcolate con lo stesso metodo. Pertanto, la certificazione delle emissioni di gas a effetto serra con sistemi volontari riconosciuti è altrettanto valida ai fini dell'articolo 7 bis che ai fini dell'articolo 7 ter, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE. (13) All'obbligo di comunicazione per il fornitore di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE si dovrebbe integrare l' utilizzo di un formato armonizzato e le definizioni armonizzate dei dati da comunicare. È necessario armonizzare la definizione dei dati per la corretta esecuzione del calcolo dell'intensità dei gas a effetto serra legato agli obblighi di comunicazione dei dati da parte dei singoli fornitori, in quanto tali dati costituiscono i principali elementi del metodo di calcolo armonizzato a norma dell'articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera a), della direttiva 98/70/CE. I dati comprendono l'identificazione del fornitore, il quantitativo e il tipo di combustibile o energia immessi sul mercato. (14) L'obbligo di comunicazione per il fornitore di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE dovrebbe essere integrato da obblighi armonizzati in materia di comunicazione, da un formato per la comunicazione e da definizioni armonizzate per le comunicazioni da parte dello Stato membro alla Commissione in merito alle prestazioni in materia di gas a effetto serra dei combustibili utilizzati nell'Unione. In particolare, questi obblighi di comunicazione consentiranno l'aggiornamento del valore del carburante fossile di riferimento di cui al punto 19, parte C, dell'allegato IV della direttiva 98/70/CE, nonché al punto 19, parte C, dell'allegato V della direttiva 2009/28/CE, agevolando la comunicazione richiesta dall'articolo 8, paragrafo 3, e dall'articolo 9, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, nonché l'aggiornamento del metodo di calcolo al progresso tecnico e scientifico al fine di assicurare che esso risponda all'uso al quale è stato destinato. Tali dati dovrebbero comprendere i quantitativi e il tipo di combustibile o di energia immessi sul mercato, il luogo di acquisto e l'origine del combustibile o dell'energia immessi sul mercato. (15) È opportuno che gli Stati membri consentano ai fornitori di adempiere ai loro obblighi di comunicazione facendo affidamento su dati equivalenti raccolti ai sensi di altre normative dell'Unione o nazionali in modo da ridurre l'onere amministrativo, a condizione che la comunicazione avvenga conformemente agli obblighi di cui all'allegato IV e alle definizioni di cui agli allegati I e III. (16) L'articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera c), della direttiva 98/70/CE consente l'adozione delle eventuali norme necessarie al fine di facilitare la comunicazione da parte di gruppi di fornitori ai sensi dell'articolo 7 bis, paragrafo 4, della stessa direttiva. È auspicabile che tale comunicazione venga facilitata al fine di evitare perturbazioni ai movimenti fisici dei combustibili, dal momento che diversi fornitori immettono sul mercato diversi combustibili in proporzioni variabili e, pertanto, potrebbero dover mobilitare livelli diversi di risorse per raggiungere l'obiettivo di riduzione dei gas a effetto serra. È pertanto necessario armonizzare le definizioni relative all'identificazione dei fornitori, al quantitativo, al tipo, al luogo d'acquisto e all'origine del combustibile o dell'energia immessi sul mercato. Inoltre, per evitare un doppio conteggio nelle comunicazioni congiunte ai sensi dell'articolo 7 bis, paragrafo 4, è opportuno armonizzare l'attuazione del metodo di calcolo e comunicazione negli Stati membri, comprese le comunicazioni alla Commissione in modo che le necessarie informazioni da parte di un gruppo di fornitori riguardi uno specifico Stato membro. (17) Ai sensi dell'articolo 8, paragrafo 3, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri devono presentare una comunicazione annuale sui dati nazionali relativi alla qualità dei combustibili per l'anno civile precedente, nel formato stabilito dalla decisione 2002/159/CE della Commissione ( 4 ). Per tener conto delle modifiche apportate alla direttiva 98/70/CE dalla direttiva 2009/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 5 ) e dei conseguenti obblighi supplementari di comunicazione che competono agli Stati membri e a fini di efficacia e armonizzazione, è necessario chiarire quali informazioni debbano essere comunicate e adottare il formato per la trasmissione di tali dati da parte dei fornitori e degli Stati membri. (18) La Commissione ha presentato una proposta di misura al comitato istituito il 23 febbraio 2012 dalla direttiva 98/70/CE. Il comitato non è stato in grado di esprimere un parere con la necessaria maggioranza qualificata. È opportuno pertanto che la Commissione presenti una proposta al Consiglio a norma dell'articolo 5 bis, paragrafo 4, della decisione 1999/468/CE del Consiglio ( 6 ), considerando quanto segue: HA ADOTTATO LA PRESENTE DIRETTIVA:







Articolo 1

Oggetto — Ambito di applicazione

1. La presente direttiva stabilisce i requisiti per il metodo di calcolo e comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE.

2. La presente direttiva si applica ai combustibili per veicoli stradali, macchine mobili non stradali (comprese navi adibite alla navigazione interna quando non sono in mare), trattori agricoli e forestali e imbarcazioni da diporto quando non sono in mare, nonché all'elettricità utilizzata da veicoli stradali.

Articolo 2

Definizioni

Ai fini della presente direttiva, oltre alle definizioni già presenti nella direttiva 98/70/CE, si applicano le seguenti definizioni:

1) «emissioni a monte o di upstream» : le emissioni di gas a effetto serra che si verificano prima che le materie prime entrino in una raffineria o in un impianto di trasformazione dove viene prodotto il combustibile di cui all'allegato I;

2) «bitumi naturali» : materia prima da raffinare di qualsiasi origine: a) che abbia gravità API (American Petroleum Institute) di 10 gradi o inferiore quando situata in un giacimento presso il luogo di estrazione definita conformemente al metodo di prova dell'American Society for Testing and Materials (ASTM) ( 7 ) D287; b) che abbia viscosità media annua alla temperatura del giacimento maggiore di quella calcolata dall'equazione: Viscosità (centipoise) = 518,98e-0,038T, dove T è la temperatura in gradi Celsius; c) che rientri nella definizione di sabbie bituminose con il codice della nomenclatura combinata (NC) 2714 come indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/87 del Consiglio ( 8 ); e d) per la quale la mobilizzazione della fonte di materia prima è realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a gravità con potenziamento termico dove l'energia termica deriva principalmente da fonti diverse dalla fonte di materia prima stessa;

3) «scisti bituminosi» : qualsiasi fonte di materia prima per raffineria situata in una formazione rocciosa contenente kerogene solido e rientrante nella definizione di scisti bituminosi con il codice NC 2714 indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/87. La mobilizzazione della fonte di materia prima è realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a gravità con potenziamento termico;

4) «valore di riferimento per i carburanti» : un valore di riferimento per i carburanti basato sul ciclo di vita delle emissioni di gas a effetto serra per unità di energia dei combustibili nel 2010;

5) «petrolio greggio convenzionale» : qualsiasi fonte di materia prima per raffineria provvista di gravità API superiore a 10 gradi quando situata in una formazione reservoir presso il suo luogo di origine, misurata secondo il metodo di prova ASTM D287 e non rientrante nella definizione corrispondente al codice NC 2714 indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/87.

Articolo 3

Metodo di calcolo e comunicazione, a uso dei fornitori, dell'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e dell'energia forniti diversi dai biocarburanti

1. Ai fini dell'articolo 7 bis, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri si assicurano che i fornitori utilizzino il metodo di calcolo di cui all'allegato I della presente direttiva al fine di determinare l'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili da loro forniti.

2. Ai fini dell'articolo 7 bis, paragrafo 1, secondo comma, e dell'articolo 7 bis, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri richiedono ai fornitori di comunicare i dati utilizzando le definizioni e il metodo di calcolo di cui all'allegato I della presente direttiva. I dati sono trasmessi con cadenza annuale utilizzando il formato di cui all'allegato IV della presente direttiva.

3. Ai fini dell'articolo 7 bis, paragrafo 4, della direttiva 98/70/CE, ogni Stato membro assicura che un gruppo di fornitori che sceglie di essere considerato come un fornitore unico soddisfi gli obblighi di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 2, all'interno di tale Stato membro.

4. Per i fornitori che sono PMI gli Stati membri applicano il metodo semplificato di cui all'allegato I della presente direttiva.

Articolo 4

Calcolo del valore di riferimento per i carburanti e della riduzione dell'intensità dei gas a effetto serra

Ai fini di verificare il rispetto da parte dei fornitori degli obblighi di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri richiedono ai fornitori di confrontare le riduzioni ottenute delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili e dell'elettricità con il valore di riferimento per i carburanti stabilita nell'allegato II della presente direttiva.

Articolo 5

Comunicazione da parte degli Stati membri

1. Quando presentano la relazione alla Commissione ai sensi dell'articolo 8, paragrafo 3, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri forniscono alla stessa i dati di cui all'allegato III relativamente al rispetto dell'articolo 7 bis di tale direttiva.

2. Gli Stati membri utilizzano gli strumenti della rete ReportNet dell'Agenzia europea dell'ambiente messi a disposizione ai sensi del regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 9 ) per la presentazione dei dati di cui all'allegato III della presente direttiva. I dati sono comunicati dagli Stati membri mediante trasferimento dati elettronico al registro centralizzato dei dati (Central Data Repository) gestito dall'Agenzia europea per l'ambiente.

3. I dati saranno trasmessi annualmente utilizzando il modello di cui all'allegato IV. Gli Stati membri notificano alla Commissione la data di trasmissione e il nome della persona di contatto dell'autorità competente incaricata di verificare e comunicare i dati alla Commissione.

Articolo 6

Sanzioni

Gli Stati membri stabiliscono le norme relative alle sanzioni applicabili in caso di violazione delle disposizioni nazionali adottate conformemente alla presente direttiva e adottano tutte le misure necessarie per garantirne l'attuazione. Le sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano tali disposizioni alla Commissione entro il 21 aprile 2017 e provvedono poi a notificare immediatamente le eventuali modifiche successive.

Articolo 7

Recepimento

1. Gli Stati membri mettono in vigore le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alla presente direttiva entro il 21 aprile 2017. Essi ne informano immediatamente la Commissione.

2. Quando gli Stati membri adottano tali disposizioni, queste contengono un riferimento alla presente direttiva o sono corredate di tale riferimento all'atto della pubblicazione ufficiale. Le modalità del riferimento sono stabilite dagli Stati membri.

3. Gli Stati membri comunicano alla Commissione il testo delle disposizioni essenziali di diritto interno che adottano nel settore disciplinato dalla presente direttiva.

Articolo 8

Entrata in vigore

La presente direttiva entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

Articolo 9

Destinatari

Gli Stati membri sono destinatari della presente direttiva.









ALLEGATO I

METODO DI CALCOLO E COMUNICAZIONE, A USO DEI FORNITORI, DELL'INTENSITÀ DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA PRODOTTE DURANTE IL CICLO DI VITA DEI COMBUSTIBILI E DELL'ENERGIA

Parte 1

Elementi utili al calcolo dell'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e dell'energia ascrivibili a un fornitore

L'intensità delle emissioni di gas a effetto serra per combustibili e energia è espressa in termini di grammi equivalenti di biossido di carbonio per megajoule di carburante (gCO2eq/MJ).

1. I gas a effetto serra considerati ai fini del calcolo dell'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili sono il biossido di carbonio (CO2), il protossido di azoto (N2O) e il metano (CH4). Ai fini del calcolo dell'equivalenza in CO2, le emissioni di tali gas sono valutate in termini di emissioni di CO2 equivalente come segue:



CO2: 1 CH4: 25 N2O: 298

2. Le emissioni prodotte dalla fabbricazione di macchine e attrezzature utilizzate nell'estrazione, nella produzione, nella raffinazione e nel consumo di combustibili fossili non sono considerate ai fini del calcolo delle emissioni di gas a effetto serra.

3. L'intensità delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita di tutti i combustibili e l'energia forniti dal fornitore è calcolata secondo la formula seguente: dove s'intende con: a) «#», l'identificazione del fornitore (vale a dire, l'identificazione della persona responsabile del pagamento dell'accisa) definita nel regolamento (CE) n. 684/2009 della Commissione ( 10 ) come codice accisa dell'operatore (numero di registrazione del sistema di scambio di dati sulle accise (SEED) o numero di partita dell'imposta sul valore aggiunto (IVA) nella tabella 1, punto 5, lettera a), dell'allegato I del suddetto regolamento per i codici del tipo di destinazione da 1 a 5 e 8), che è anche il responsabile del pagamento dell'accisa a norma dell'articolo 8 della direttiva 2008/118/CE del Consiglio ( 11 ) nel momento in cui tale accisa è divenuta esigibile a norma dell'articolo 7, paragrafo 2, della medesima direttiva. Se tale identificazione non è disponibile, gli Stati membri garantiscono che sia utilizzato un mezzo equivalente di identificazione conformemente a un regime nazionale di comunicazione delle accise; b) «x», i tipi di combustibile e energia che rientrano nell'ambito d'applicazione della presente direttiva espressi come indicato nella tabella 1, punto 17, lettera c), dell'allegato I del regolamento (CE) n. 684/2009. Se questi dati non sono disponibili, gli Stati membri raccolgono dati equivalenti conformemente a un regime nazionale di comunicazione delle accise; c) «MJx», l'energia totale fornita e convertita a partire dai volumi comunicati di combustibile «x», espressa in megajoule. Il calcolo è effettuato come segue. i) Quantità di ciascun combustibile per tipo di combustibile Essa è ricavata dai dati comunicati a norma della tabella 1, punto 17, lettere d), f) e o), dell'allegato I del regolamento (CE) n. 684/2009. Le quantità di biocarburante sono convertite nel rispettivo contenuto energetico (potere calorifico inferiore) in base alle densità energetiche di cui all'allegato III della direttiva 2009/28/CE. Le quantità di combustibile di origine non biologica sono convertite nel rispettivo contenuto energetico (valore calorifico inferiore) in base alle densità energetiche di cui all'appendice 1 della relazione Well-to-Tank (versione 4) del luglio 2013 ( 12 ) del Joint Research Centre-EUCAR-CONCAWE (JEC) ( 13 ). ii) Trattamento simultaneo di combustibili fossili e biocarburanti Il trattamento consiste in qualsiasi modifica che, nel corso del ciclo di vita del combustibile o dell'energia forniti, alteri la struttura molecolare del prodotto. Questo trattamento non prevede l'aggiunta di denaturante. Il quantitativo da considerare dei biocarburanti trattati insieme ai combustibili di origine non biologica è quello dei biocarburanti dopo il trattamento. La quantità di biocarburante trattato simultaneamente è determinata secondo il bilancio energetico e l'efficienza del processo di trattamento simultaneo di cui all'allegato IV, parte C, punto 17, della direttiva 98/70/CE. Se vari biocarburanti sono miscelati con combustibili fossili, la quantità e il tipo di ogni biocarburante sono presi in considerazione ai fini del calcolo e comunicati agli Stati membri dai fornitori. Il quantitativo di biocarburante fornito che non risponde ai criteri di sostenibilità di cui all'articolo 7 ter, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE è computato come combustibile fossile. Le miscele di benzina-etanolo E85 sono calcolate come carburante a sé ai fini dell'articolo 6 del regolamento (CE) n. 443/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 14 ). Se i dati relativi alla quantità non sono raccolti a norma del regolamento (CE) n. 684/2009, gli Stati membri raccolgono dati equivalenti conformemente a un regime nazionale di comunicazione delle accise. iii) Quantità di elettricità consumata Consiste nella quantità di elettricità consumata dai veicoli stradali o dai motocicli e comunicata dal fornitore alle competenti autorità di ciascuno Stato membro secondo la seguente formula: elettricità consumata = distanza percorsa (km) × efficienza del consumo di elettricità (MJ/km); d) riduzione delle emissioni a monte o di upstream (UER) Consiste nella riduzione delle emissioni di gas a effetto serra a monte (Upstream Emission Reduction) dichiarata dal fornitore, espressa in gCO2eq se quantificata e comunicata conformemente ai seguenti requisiti. i) Ammissibilità Le UER sono applicabili solo alla parte dei valori medi standard riguardanti le emissioni a monte (upstream) per benzina, diesel, gas naturale compresso o GPL. Le UER ottenute in qualsiasi paese possono essere considerate per una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ascrivibile ai combustibili ricavati da qualsiasi fonte di materia prima e forniti da qualsiasi fornitore. Le UER sono computate solo se associate ai progetti iniziati dopo il 1o gennaio 2011. Non è necessario dimostrare che le UER non avrebbero avuto luogo senza gli obblighi di comunicazione di cui all'articolo 7 bis della direttiva 98/70/CE. ii) Calcolo Le UER sono stimate e convalidate conformemente ai principi e alle norme individuati nelle norme internazionali, in particolare ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066. Il monitoraggio, la comunicazione e la verifica delle UER e delle emissioni di riferimento sono effettuati conformemente alla norma ISO 14064 e devono fornire risultati di affidabilità equivalente a quella richiesta dal regolamento (UE) n. 600/2012 della Commissione ( 15 ) e dal regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione ( 16 ). I metodi di stima delle UER devono essere verificati conformemente alla norma ISO 14064-3 e l'organismo che esegue tale verifica deve essere accreditato conformemente alla norma ISO 14065; e) con «GHGix» s'intende l'intensità delle emissioni di gas a effetto serra del combustibile o dell'energia x espressa in gCO2eq/MJ. I fornitori calcolano l'intensità delle emissioni di gas a effetto serra di ciascun combustibile o energia come segue. i) L'intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili di origine non biologica è «l'intensità di gas a effetto serra ponderata durante il ciclo di vita» per tipo di combustibile elencato nell'ultima colonna della tabella di cui alla parte 2, punto 5, del presente allegato. ii) L'elettricità è calcolata come indicato nella parte 2, punto 6. iii) Intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti. L'intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti che soddisfano i criteri di sostenibilità di cui all'articolo 7 ter, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE è calcolata in base all'articolo 7 quinquies della medesima direttiva. Se i dati sulle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei biocarburanti sono stati ottenuti conformemente a un accordo o a un regime oggetto di una decisione adottata ai sensi dell'articolo 7 quater, paragrafo 4, della direttiva 98/70/CE relativamente alle disposizioni dell'articolo 7 ter, paragrafo 2, della medesima direttiva, tali dati devono essere utilizzati anche per determinare l'intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti ai sensi dell'articolo 7 ter, paragrafo 1, di detta direttiva. L'intensità dei gas a effetto serra per i biocarburanti che non soddisfano i criteri di sostenibilità di cui all'articolo 7 ter, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE è pari all'intensità dei gas a effetto serra dei corrispondenti combustibili fossili derivati da idrocarburi convenzionali. iv) Trattamento simultaneo di combustibili di origine non biologica e biocarburanti L'intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti trattati insieme ai combustibili fossili è quella del biocarburante dopo il trattamento; f) «AF» esprime i fattori di adeguamento per l'efficienza della trasmissione:



Tecnologia di conversione prevalente Fattore di efficienza Motore a combustione interna 1 Motopropulsore elettrico a batteria 0,4 Motopropulsore elettrico a celle a combustibile a idrogeno 0,4

Parte 2

Comunicazione da parte dei fornitori per i carburanti diversi dai biocarburanti

1. UER dei carburanti diversi dai biocarburanti

Affinché le UER possano essere calcolate utilizzando il metodo di calcolo e comunicazione, i fornitori comunicano all'autorità designata dagli Stati membri le seguenti informazioni:

a) la data d'inizio del progetto, che deve essere successiva al 1o gennaio 2011;

b) le riduzioni delle emissioni annue in gCO2eq;

c) il periodo di tempo durante il quale hanno avuto luogo le riduzioni dichiarate;

d) la sede del progetto più vicina alla fonte delle emissioni in gradi di latitudine e longitudine fino al quarto decimale;

e) le emissioni annue di riferimento prima dell'attuazione delle misure di riduzione ed emissioni annue dopo l'attuazione delle misure di riduzione in gCO2eq/MJ di materia prima prodotta;

f) il numero di certificato non riutilizzabile per l'identificazione esclusiva del sistema e delle riduzioni dichiarate di gas a effetto serra;

g) il numero non riutilizzabile per l'identificazione esclusiva del metodo di calcolo e del relativo sistema;

h) se il progetto riguarda l'estrazione di petrolio, il rapporto gas-petrolio (GOR) in soluzione medio annuo, storico e dell'anno a cui si riferisce la comunicazione, pressione del giacimento, profondità e produzione di petrolio greggio del pozzo.

2. Origine

Con «origine» s'intende la denominazione commerciale delle materie prime di cui alla parte 2, punto 7, del presente allegato, ma solo se il fornitore detiene l'informazione richiesta perché:

a) è una persona o un'impresa che effettua un'importazione di petrolio greggio da paesi terzi oppure che riceve una fornitura di petrolio greggio da un altro Stato membro a norma dell'articolo 1 del regolamento (CE) n. 2964/95 del Consiglio ( 17 ); oppure

b) ha stipulato accordi per condividere le informazioni con altri fornitori.

In tutti gli altri casi, l'«origine» deve far riferimento alla provenienza UE o non UE del combustibile.

Le informazioni raccolte e trasmesse dai fornitori agli Stati membri riguardo all'origine dei combustibili sono riservate, ma ciò non preclude alla Commissione di pubblicare informazioni di carattere generale o in forma sintetica che non contengano dati relativi alle singole imprese.

Per quanto riguarda i biocarburanti, con «origine» s'intende la filiera di produzione del biocarburante di cui all'allegato IV della direttiva 98/70/CE.

Qualora siano utilizzate più materie prime, i fornitori presentano una relazione sulla quantità in tonnellate di prodotto finito di ciascuna materia prima prodotta nei rispettivi impianti di trattamento durante l'anno a cui si riferisce la comunicazione.

3. Luogo di acquisto

Con «luogo di acquisto» s'intende il paese e il nome dell'impianto di trattamento in cui il combustibile o l'energia hanno subito l'ultima trasformazione sostanziale, utilizzati per assegnare l'origine del combustibile o dell'energia a norma del regolamento (CEE) n. 2454/93 della Commissione ( 18 ).

4. PMI

In deroga a quanto predetto, per i fornitori che sono PMI l'«origine» e il «luogo d'acquisto» si riferiscono alla provenienza UE o non UE, secondo il caso, a prescindere dal fatto che essi importino o forniscano oli greggi di petrolio o di minerali bituminosi.

5. Valori medi standard di intensità dei gas a effetto serra prodotti durante il ciclo di vita dei combustibili diversi dai biocarburanti e dall'elettricità







Fonte di materie prime e processo Combustibile immesso sul mercato Intensità delle emissioni di gas serra durante il ciclo di vita (gCO2eq/MJ) Intensità delle emissioni di gas serra ponderata durante il ciclo di vita (gCO2eq/MJ) Greggio convenzionale Benzina 93,2 93,3 Liquido da gas naturale (GTL) 94,3 Liquido da carbone 172 Bitume naturale 107 Scisti bituminosi 131,3 Greggio convenzionale Diesel o gasolio 95 95,1 Liquido da gas naturale (GTL) 94,3 Liquido da carbone 172 Bitume naturale 108,5 Scisti bituminosi 133,7 Qualsiasi fonte fossile Gas di petrolio liquefatto per motore ad accensione comandata 73,6 73,6 Gas naturale, miscela dell'UE Gas naturale compresso per motore ad accensione comandata 69,3 69,3 Gas naturale, miscela dell'UE Gas naturale liquefatto per motore ad accensione comandata 74,5 74,5 Reazione Sabatier avente come fonte di idrogeno l'elettrolisi prodotta con energie rinnovabili non biologiche Metano sintetico compresso nel motore ad accensione comandata 3,3 3,3 Gas naturale mediante steam reforming Idrogeno compresso in una cella a combustibile 104,3 104,3 Elettrolisi completamente alimentata da energia rinnovabile non biologica Idrogeno compresso in una cella a combustibile 9,1 9,1 Carbone Idrogeno compresso in una cella a combustibile 234,4 234,4 Carbone con cattura e sequestro del carbonio delle emissioni di processo Idrogeno compresso in una cella a combustibile 52,7 52,7 Rifiuti plastici provenienti da materie prime fossili Benzina, diesel o gasolio 86 86

6. Elettricità

Per la comunicazione dei dati da parte dei fornitori dell'energia elettrica utilizzata dai veicoli e dai motocicli elettrici, gli Stati membri devono calcolare i valori standard medi nazionali del ciclo di vita conformemente alle norme internazionali applicabili.

In alternativa, gli Stati membri possono autorizzare i fornitori a determinare l'intensità dei gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) per elettricità sulla base dei dati comunicati dagli Stati membri a norma dei seguenti atti:

a) regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 19 );

b) regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 20 ); oppure

c) regolamento delegato (UE) n. 666/2014 della Commissione ( 21 ).

7. Denominazione commerciale delle materie prime







Paese Denominazione commerciale delle materie prime API Zolfo (% in massa) 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 Non disponibile (in appresso, n. d.) Abu Dhabi Top Murban 21 n. d. Abu Dhabi Upper Zakum 34,4 1,7 Algeria Arzew 44,3 0,1 Algeria Hassi Messaoud 42,8 0,2 Algeria Zarzaitine 43 0,1 Algeria Algerian 44 0,1 Algeria Skikda 44,3 0,1 Algeria Saharan Blend 45,5 0,1 Algeria Hassi Ramal 60 0,1 Algeria Algerian Condensate 64,5 n. d. Algeria Algerian Mix 45,6 0,2 Algeria Algerian Condensate (Arzew) 65,8 0 Algeria Algerian Condensate (Bejaia) 65,0 0 Algeria 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 Arabia saudita Light (Pers. Gulf) 33,4 1,8 Arabia saudita Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) 27,9 2,8 Arabia saudita Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) 30,8 2,4 Arabia saudita Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) 37,8 1,1 Arabia saudita Light (Yanbu) 33,4 1,2 Arabia saudita Heavy (Yanbu) 27,9 2,8 Arabia saudita Medium (Yanbu) 30,8 2,4 Arabia saudita Berri (Yanbu) 37,8 1,1 Arabia saudita Medium (Zuluf/Marjan) 31,1 2,5 Argentina Tierra del Fuego 42,4 n. d. Argentina Santa Cruz 26,9 n. d. Argentina Escalante 24 0,2 Argentina Canadon Seco 27 0,2 Argentina Hidra 51,7 0,05 Argentina Medanito 34,93 0,48 Armenia Armenian Miscellaneous n. d. n. d. Australia Jabiru 42,3 0,03 Australia Kooroopa (Jurassic) 42 n. d. Australia Talgeberry (Jurassic) 43 n. d. Australia Talgeberry (Up Cretaceous) 51 n. d. Australia Woodside Condensate 51,8 n. d. Australia Saladin-3 (Top Barrow) 49 n. d. Australia Harriet 38 n. d. Australia Skua-3 (Challis Field) 43 n. d. Australia Barrow Island 36,8 0,1 Australia Northwest Shelf Condensate 53,1 0 Australia Jackson Blend 41,9 0 Australia Cooper Basin 45,2 0,02 Australia Griffin 55 0,03 Australia Buffalo Crude 53 n. d. Australia Cossack 48,2 0,04 Australia Elang 56,2 n. d. Australia Enfield 21,7 0,13 Australia Gippsland (Bass Strait) 45,4 0,1 Azerbaigian Azeri Light 34,8 0,15 Bahrein Bahrain Miscellaneous n. d. n. d. Belize Belize Light Crude 40 n. d. Belize Belize Miscellaneous n. d. n. d. Benin Seme 22,6 0,5 Benin Benin Miscellaneous n. d. n. d. Bielorussia Belarus Miscellaneous n. d. n. d. Bolivia Bolivian Condensate 58,8 0,1 Brasile Garoupa 30,5 0,1 Brasile Sergipano 25,1 0,4 Brasile Campos Basin 20 n. d. Brasile Urucu (Upper Amazon) 42 n. d. Brasile Marlim 20 n. d. Brasile Brazil Polvo 19,6 1,14 Brasile Roncador 28,3 0,58 Brasile Roncador Heavy 18 n. d. Brasile 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 Camerun Kole Marine Blend 34,9 0,3 Camerun Lokele 21,5 0,5 Camerun Moudi Light 40 n. d. Camerun Moudi Heavy 21,3 n. d. Camerun Ebome 32,1 0,35 Camerun 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 Ciad Doba Blend (Early Production) 24,8 0,14 Ciad Doba Blend (Later Production) 20,8 0,17 Cile Chile Miscellaneous n. d. n. d. Cina Taching (Daqing) 33 0,1 Cina Shengli 24,2 1 Cina Beibu n. d. n. d. Cina Chengbei 17 n. d. Cina Lufeng 34,4 n. d. Cina Xijiang 28 n. d. Cina Wei Zhou 39,9 n. d. Cina Liu Hua 21 n. d. Cina Boz Hong 17 0,282 Cina Peng Lai 21,8 0,29 Cina Xi Xiang 32,18 0,09 Colombia Onto 35,3 0,5 Colombia Putamayo 35 0,5 Colombia Rio Zulia 40,4 0,3 Colombia Orito 34,9 0,5 Colombia Cano-Limon 30,8 0,5 Colombia Lasmo 30 n. d. Colombia Cano Duya-1 28 n. d. Colombia Corocora-1 31,6 n. d. Colombia Suria Sur-1 32 n. d. Colombia Tunane-1 29 n. d. Colombia Casanare 23 n. d. Colombia Cusiana 44,4 0,2 Colombia Vasconia 27,3 0,6 Colombia Castilla Blend 20,8 1,72 Colombia Cupiaga 43,11 0,082 Colombia South Blend 28,6 0,72 Congo (Brazzaville) Emeraude 23,6 0,5 Congo (Brazzaville) Djeno Blend 26,9 0,3 Congo (Brazzaville) Viodo Marina-1 26,5 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 Costa d'Avorio Espoir 31,4 0,3 Costa d'Avorio Lion Cote 41,1 0,101 Danimarca Dan 30,4 0,3 Danimarca Gorm 33,9 0,2 Danimarca 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. d. Ecuador Frontera-1 30,7 n. d. Ecuador Bogi-1 21,2 n. d. Ecuador Napo 19 2 Ecuador Napo Light 19,3 n. d. Egitto Belayim 27,5 2,2 Egitto El Morgan 29,4 1,7 Egitto Rhas Gharib 24,3 3,3 Egitto Gulf of Suez Mix 31,9 1,5 Egitto Geysum 19,5 n. d. Egitto East Gharib (J-1) 37,9 n. d. Egitto Mango-1 35,1 n. d. Egitto Rhas Budran 25 n. d. Egitto Zeit Bay 34,1 0,1 Egitto East Zeit Mix 39 0,87 Filippine Nido 26,5 n. d. Filippine Philippines Miscellaneous 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. Georgia 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. Guinea equatoriale Zafiro 30,3 n. d. Guinea equatoriale Alba Condensate 55 n. d. Guinea equatoriale Ceiba 30,1 0,42 India Bombay High 39,4 0,2 Indonesia Minas (Sumatron Light) 34,5 0,1 Indonesia Ardjuna 35,2 0,1 Indonesia Attaka 42,3 0,1 Indonesia Suri 18,4 0,2 Indonesia Sanga Sanga 25,7 0,2 Indonesia Sepinggan 37,9 0,9 Indonesia Walio 34,1 0,7 Indonesia Arimbi 31,8 0,2 Indonesia Poleng 43,2 0,2 Indonesia Handil 32,8 0,1 Indonesia Jatibarang 29 0,1 Indonesia Cinta 33,4 0,1 Indonesia Bekapai 40 0,1 Indonesia Katapa 52 0,1 Indonesia Salawati 38 0,5 Indonesia Duri (Sumatran Heavy) 21,1 0,2 Indonesia Sembakung 37,5 0,1 Indonesia Badak 41,3 0,1 Indonesia Arun Condensate 54,5 n. d. Indonesia Udang 38 0,1 Indonesia Klamono 18,7 1 Indonesia Bunya 31,7 0,1 Indonesia Pamusian 18,1 0,2 Indonesia Kerindigan 21,6 0,3 Indonesia Melahin 24,7 0,3 Indonesia Bunyu 31,7 0,1 Indonesia Camar 36,3 n. d. Indonesia Cinta Heavy 27 n. d. Indonesia Lalang 40,4 n. d. Indonesia Kakap 46,6 n. d. Indonesia Sisi-1 40 n. d. Indonesia Giti-1 33,6 n. d. Indonesia Ayu-1 34,3 n. d. Indonesia Bima 22,5 n. d. Indonesia Padang Isle 34,7 n. d. Indonesia Intan 32,8 n. d. Indonesia Sepinggan — Yakin Mixed 31,7 0,1 Indonesia Widuri 32 0,1 Indonesia Belida 45,9 0 Indonesia 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 Kuwait Mina al Ahmadi (Kuwait Export) 31,4 2,5 Kuwait Magwa (Lower Jurassic) 38 n. d. Kuwait Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Libia Bu Attifel 43,6 0 Libia Amna (high pour) 36,1 0,2 Libia Brega 40,4 0,2 Libia Sirtica 43,3 0,43 Libia Zueitina 41,3 0,3 Libia Bunker Hunt 37,6 0,2 Libia El Hofra 42,3 0,3 Libia Dahra 41 0,4 Libia Sarir 38,3 0,2 Libia Zueitina Condensate 65 0,1 Libia El Sharara 42,1 0,07 Malaysia Miri Light 36,3 0,1 Malaysia Tembungo 37,5 n. d. 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. d. Malaysia Pulai 42,6 n. d. Malaysia Dulang 39 0,037 Mauritania Chinguetti 28,2 0,51 Messico Isthmus 32,8 1,5 Messico Maya 22 3,3 Messico Olmeca 39 n. d. Messico Altamira 16 n. d. Messico 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 Norvegia Ekofisk 43,4 0,2 Norvegia Tor 42 0,1 Norvegia Statfjord 38,4 0,3 Norvegia Heidrun 29 n. d. Norvegia Norwegian Forties 37,1 n. d. Norvegia Gullfaks 28,6 0,4 Norvegia Oseberg 32,5 0,2 Norvegia Norne 33,1 0,19 Norvegia Troll 28,3 0,31 Norvegia Draugen 39,6 n. d. Norvegia Sleipner Condensate 62 0,02 Oman Oman Export 36,3 0,8 Paesi Bassi Alba 19,59 n. d. Papua Nuova Guinea Kutubu 44 0,04 Perù Loreto 34 0,3 Perù Talara 32,7 0,1 Perù High Cold Test 37,5 n. d. Perù Bayovar 22,6 n. d. Perù Low Cold Test 34,3 n. d. Perù Carmen Central-5 20,7 n. d. Perù Shiviyacu-23 20,8 n. d. Perù Mayna 25,7 n. d. Qatar Dukhan 41,7 1,3 Qatar Qatar Marine 35,3 1,6 Qatar Qatar Land 41,4 n. d. Ras Al Khaimah Rak Condensate 54,1 n. d. Ras Al Khaimah Ras Al Khaimah Miscellaneous n. d. n. d. Regno Unito Auk 37,2 0,5 Regno Unito Beatrice 38,7 0,05 Regno Unito Brae 33,6 0,7 Regno Unito Buchan 33,7 0,8 Regno Unito Claymore 30,5 1,6 Regno Unito S.V. (Brent) 36,7 0,3 Regno Unito Tartan 41,7 0,6 Regno Unito Tern 35 0,7 Regno Unito Magnus 39,3 0,3 Regno Unito Dunlin 34,9 0,4 Regno Unito Fulmar 40 0,3 Regno Unito Hutton 30,5 0,7 Regno Unito N.W. Hutton 36,2 0,3 Regno Unito Maureen 35,5 0,6 Regno Unito Murchison 38,8 0,3 Regno Unito Ninian Blend 35,6 0,4 Regno Unito Montrose 40,1 0,2 Regno Unito Beryl 36,5 0,4 Regno Unito Piper 35,6 0,9 Regno Unito Forties 36,6 0,3 Regno Unito Brent Blend 38 0,4 Regno Unito Flotta 35,7 1,1 Regno Unito Thistle 37 0,3 Regno Unito S.V. (Ninian) 38 0,3 Regno Unito Argyle 38,6 0,2 Regno Unito Heather 33,8 0,7 Regno Unito South Birch 38,6 n. d. Regno Unito Wytch Farm 41,5 n. d. Regno Unito Cormorant North 34,9 0,7 Regno Unito Cormorant South (Cormorant «A») 35,7 0,6 Regno Unito Alba 19,2 n. d. Regno Unito Foinhaven 26,3 0,38 Regno Unito Schiehallion 25,8 n. d. Regno Unito Captain 19,1 0,7 Regno Unito Harding 20,7 0,59 Russia Urals 31 2 Russia Russian Export Blend 32,5 1,4 Russia M100 17,6 2,02 Russia M100 Heavy 16,67 2,09 Russia Siberian Light 37,8 0,4 Russia E4 (Gravenshon) 19,84 1,95 Russia E4 Heavy 18 2,35 Russia Purovsky Condensate 64,1 0,01 Russia Sokol 39,7 0,18 Sharjah Mubarek Sharjah 37 0,6 Sharjah Sharjah Condensate 49,7 0,1 Singapore Rantau 50,5 0,1 Siria Syrian Straight 15 n. d. Siria Thayyem 35 n. d. Siria Omar Blend 38 n. d. Siria Omar 36,5 0,1 Siria Syrian Light 36 0,6 Siria Souedie 24,9 3,8 Spagna Amposta Marina North 37 n. d. Spagna Casablanca 34 n. d. Spagna El Dorado 26,6 n. d. Stati Uniti, Alaska ANS n. d. n. d. Stati Uniti, Colorado Niobrara n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Beta n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Carpinteria n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Dos Cuadras n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Hondo n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Hueneme n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Pescado n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Point Arguello n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Point Pedernales n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Sacate n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Santa Clara n. d. n. d. Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale Sockeye n. d. n. d. Stati Uniti, New Mexico Four Corners n. d. n. d. Stati Uniti, North Dakota Bakken n. d. n. d. Stati Uniti, North Dakota North Dakota Sweet n. d. n. d. Stati Uniti, Texas WTI n. d. n. d. Stati Uniti, Texas Eagle Ford n. d. n. d. Stati Uniti, Utah Covenant n. d. n. d. Tailandia Erawan Condensate 54,1 n. d. Tailandia Sirikit 41 n. d. Tailandia Nang Nuan 30 n. d. Tailandia Bualuang 27 n. d. Tailandia Benchamas 42,4 0,12 Trinidad e Tobago Galeota Mix 32,8 0,3 Trinidad e Tobago Trintopec 24,8 n. d. Trinidad e Tobago Land/Trinmar 23,4 1,2 Trinidad e Tobago Calypso Miscellaneous 30,84 0,59 Tunisia Zarzaitine 41,9 0,1 Tunisia Ashtart 29 1 Tunisia El Borma 43,3 0,1 Tunisia Ezzaouia-2 41,5 n. d. Turchia Turkish Miscellaneous n. d. n. d. Ucraina Ukraine Miscellaneous n. d. n. d. Uzbekistan Uzbekistan 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 Vietnam Bach Ho (White Tiger) 38,6 0 Vietnam Dai Hung (Big Bear) 36,9 0,1 Vietnam Rang Dong 37,7 0,5 Vietnam Ruby 35,6 0,08 Vietnam Su Tu Den (Black Lion) 36,8 0,05 Yemen North Yemeni Blend 40,5 n. d. Yemen Alif 40,4 0,1 Yemen Maarib Lt. 49 0,2 Yemen Masila Blend 30-31 0,6 Yemen Shabwa Blend 34,6 0,6 Zona neutrale Eocene (Wafra) 18,6 4,6 Zona neutrale Hout 32,8 1,9 Zona neutrale Khafji 28,5 2,9 Zona neutrale Burgan (Wafra) 23,3 3,4 Zona neutrale Ratawi 23,5 4,1 Zona neutrale Neutral Zone Mix 23,1 n. d. Zona neutrale Khafji Blend 23,4 3,8 Altro Scisti bituminosi n. d. n. d. Altro Olio di scisto n. d. n. d. Altro Gas naturale: attinto alla fonte n. d. n. d. Altro Gas naturale: ottenuto da gas naturale liquido n. d. n. d. Altro Gas di scisto: attinto alla fonte n. d. n. d. Altro Carbone n. d. n. d.









ALLEGATO II

CALCOLO DEL VALORE DI RIFERIMENTO PER I CARBURANTI DEI COMBUSTIBILI FOSSILI

Metodo di calcolo

a) Il valore di riferimento per i carburanti è calcolata sulla base del consumo medio di combustibili fossili nell'Unione per benzina, diesel, gasolio, GPL e gas naturale compresso, secondo la seguente formula: dove s'intende con: «x», i diversi combustibili e le diverse energie oggetto della presente direttiva e definiti nella tabella sottostante; «GHGix», l'intensità delle emissioni di gas a effetto serra della fornitura annua commercializzata del combustibile x o dell'energia oggetto della presente direttiva ed espressa in gCO2eq/MJ. Si utilizzano i valori relativi ai combustibili fossili riportati nell'allegato I, parte 2, punto 5; «MJx», l'energia totale fornita e convertita a partire dai volumi comunicati di combustibile «x», espressa in megajoule.

b) Dati sul consumo Ai fini del calcolo si utilizzano i seguenti dati sul consumo:



Combustibile Consumo energetico (MJ) Fonte Diesel 7 894 969 × 106 Comunicazione 2010 degli Stati membri nel quadro della UNFCCC Gasolio non stradale 240 763 × 106 Benzina 3 844 356 × 106 GPL 217 563 × 106 Gas naturale compresso 51 037 × 106

Intensità delle emissioni di gas a effetto serra

Il valore di riferimento per i carburanti per il 2010 è pari a 94,1 gCO2eq/MJ









ALLEGATO III

COMUNICAZIONE DEGLI STATI MEMBRI ALLA COMMISSIONE

1. Entro il 31 dicembre di ogni anno gli Stati membri devono comunicare i dati di cui al punto 3. Tali dati devono essere comunicati per tutti i combustibili e l'energia immessi sul mercato in ciascuno Stato membro. Se vari biocarburanti sono miscelati con combustibili fossili occorre fornire i dati per ciascun biocarburante.

2. I dati di cui al punto 3 devono essere comunicati separatamente per i combustibili o l'energia immessi sul mercato dai fornitori in un dato Stato membro (compresi i fornitori congiunti che operano in un solo Stato membro).

3. Per ogni combustibile ed energia, gli Stati membri devono comunicare alla Commissione i seguenti dati aggregati conformemente al punto 2 e secondo le definizioni di cui all'allegato I: a) tipo di combustibile o energia; b) volume o quantità di elettricità; c) intensità delle emissioni di gas a effetto serra; d) UER; e) origine; f) luogo di acquisto.









ALLEGATO IV

FORMATO PER LA COMUNICAZIONE DELLE INFORMAZIONI A FINI DI UNIFORMITÀ DEI DATI COMUNICATI







Combustibili — Fornitori individuali Voce Comunicazione congiunta (SÌ/NO) Paese Fornitore1 Tipo di combustibile7 Codice CN combustibile7 Quantità2 Intensità media GHG Riduzione emissioni a monte5 Riduzioni sulla media 2010 in litri in energia 1 Codice CN Intensità GHG4 Materia prima Codice CN Intensità GHG4 Sostenibile (SÌ/NO) Componente F.1 (componente combustibile fossile) Componente B.1 (componente biocarburante) Componente F.n (componente combustibile fossile) Componente B.m (componente biocarburante) k Codice CN2 Intensità GHG4 Materia prima Codice CN2 Intensità GHG4 Sostenibile (SÌ/NO) Componente F.1 (componente combustibile fossile) Componente B.1 (componente biocarburante) Componente F.n (componente combustibile fossile) Componente B.m (componente biocarburante)







Combustibili — Fornitori congiunti Voce Comunicazione congiunta (SÌ/NO) Paese Fornitore1 Tipo di combustibile7 Codice CN combustibile7 Quantità2 Intensità media GHG Riduzione emissioni a monte5 Riduzioni sulla media 2010 in litri in energia I SÌ SÌ Totale parziale Codice CN Intensità GHG4 Materia prima Codice CN Intensità GHG4 Sostenibile (SÌ/NO) Componente F.1 (componente combustibile fossile) Componente B.1 (componente biocarburante) Componente F.n (componente combustibile fossile) Componente B.m (componente biocarburante) x SÌ SÌ Totale parziale Codice CN2 Intensità GHG4 Materia prima Codice CN2 Intensità GHG4 Sostenibile (SÌ/NO) Componente F.1 (componente combustibile fossile) Componente B.1 (componente biocarburante) Componente F.n (componente combustibile fossile) Componente B.m (componente biocarburante)







Energia elettrica Comunicazione congiunta (SÌ/NO Paese Fornitore1 Tipo di energia7 Quantità6 Intensità GHG Riduzioni sulla media 2010 in energia NO







Dati sui fornitori congiunti Paese Fornitore1 Tipo di energia7 Quantità6 Intensità GHG Riduzioni sulla media 2010 in energia SÌ SÌ Totale parziale







Origine — Fornitori individuali8 Voce 1 Componente F.1 Voce 1 Componente F.n Voce k Componente F.1 Voce k Componente F.n Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate







Voce 1 Componente B.1 Voce 1 Componente B.m Voce k Componente B.1 Voce k Componente B.m Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate







Origine — Fornitori congiunti8 Voce l Componente F.1 Voce l Componente F.n Voce X Componente F.1 Voce X Componente F.n Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate Nome commerciale materia prima Densità API3 Tonnellate







Voce l Componente B.1 Voce l Componente B.m Voce X Componente B.1 Voce X Componente B.m Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate Filiera bio Densità API3 Tonnellate







Luogo d’acquisto9 Voce Componente Nome raffineria/impianto di trattamento Paese Nome raffineria/impianto di trattamento Paese Nome raffineria/impianto di trattamento Paese Nome raffineria/impianto di trattamento Paese Nome raffineria/impianto di trattamento Paese Nome raffineria/impianto di trattamento Paese 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







Energia totale comunicata e riduzioni totali realizzate per Stato membro Volume (in energia)10 Intensità GHG Riduzioni sulla media 2010

Note per la compilazione

Il modello per la comunicazione delle informazioni da parte dei fornitori è identico al modello per la comunicazione da parte degli Stati membri.

Le caselle a sfondo grigio non devono essere compilate.

1. Per l'identificazione del fornitore si veda l'allegato I, parte 1, punto 3, lettera a).

2. Per determinare la quantità di combustibile si veda l'allegato I, parte 1, punto 3, lettera c).

3. Per determinare la gravità API (American Petroleum Institute) si utilizzi il metodo di prova ASTM D287.

4. Per determinare l'intensità di gas a effetto serra si veda l'allegato I, parte 1, punto 3, lettera e).

5. Per determinare la UER si veda l'allegato I, parte 1, punto 3, lettera d); per le modalità di comunicazione si veda l'allegato I, parte 2, punto 1.

6. Per determinare la quantità di elettricità si veda l'allegato I, parte 2, punto 6.

7. Per i tipi di combustibili e i corrispondenti codici NC si veda l'allegato I, parte 1, punto 3, lettera b).

8. Per stabilire l'origine si veda l'allegato I, parte 2, punti 2 e 4.

9. Per stabilire il luogo d'acquisto si veda l'allegato I, parte 2, punti 3 e 4.

10. Quantitativo totale di energia (combustibile ed energia elettrica) consumato.