Proposta di DIRETTIVA DEL CONSIGLIO 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 /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */





RELAZIONE 1. CONTESTO DELLA PROPOSTA Il pacchetto sul clima e l’energia adottato dal Consiglio e dal Parlamento il 22 aprile 2009 mirava ad ottenere una riduzione del 20% delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020 e conteneva una revisione della direttiva 98/70/CE[1] relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel. La direttiva rivista prescrive ai fornitori[2] di ridurre del 6% entro la fine del periodo di applicazione (2020) l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili e dell’altra energia (elettrica) fornita per essere utilizzata da veicoli stradali nonché del combustibile per uso in macchine mobili non stradali. Si tratta di un obiettivo che dovrebbe inoltre facilitare il raggiungimento da parte degli Stati membri degli obiettivi dei settori non compresi nel sistema ETS. Questo nuovo elemento è stabilito all’articolo 7 bis della direttiva che, in pratica, introduce nella legislazione unionale una norma relativa al basso contenuto di carbonio del carburante. Inoltre, a partire dal 2011, la direttiva obbliga i fornitori a comunicare alle autorità designate dagli Stati membri informazioni che riguardano, tra l’altro, l’intensità dei gas a effetto serra del combustibile da loro fornito. La riduzione del 6% dovrebbe essere raggiunta mediante l’uso di biocarburanti ed elettricità e riducendo la combustione in torcia e il rilascio di gas nella fase di estrazione delle materie prime per i combustibili fossili. L’articolo 7 bis, paragrafo 5, impone alla Commissione di introdurre tutte le misure necessarie per l’attuazione dell’articolo 7 bis, adottabili secondo la procedura di regolamentazione con controllo. Di conseguenza, è conferito alla Commissione il potere di adottare misure di attuazione relative al meccanismo inteso a monitorare e ridurre le emissioni di gas a effetto serra. In particolare, è stato chiesto alla Commissione di prendere in considerazione proposte che riguardano: – un metodo per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e di altre energie di origine non biologica (alcuni elementi relativi al calcolo delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti sono già inclusi nell’allegato IV della direttiva); – un metodo per il calcolo dell’intensità di riferimento dei gas a effetto serra dei combustibili fossili da utilizzare come riferimento per determinare la conformità con l’obiettivo; – il calcolo e la verifica dell’intensità dei gas a effetto serra dell’energia elettrica utilizzata per i veicoli elettrici; – le norme necessarie per dare attuazione alle disposizioni secondo le quali due o più fornitori di uno o più Stati membri possono comunicare congiuntamente l’intensità dei loro gas a effetto serra; – qualsiasi altra misura necessaria all’applicazione dell’articolo 7 bis. Il presente progetto di direttiva affronta tutti e cinque gli elementi sopra descritti. L’articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE definisce gli obblighi di comunicazione del fornitore. Ad essi si aggiungono le definizioni armonizzate riguardanti i dati da trasmettere e gli obblighi di comunicazione alla Commissione da parte dello Stato membro in merito alle prestazioni in materia di gas a effetto serra dei combustibili utilizzati nell’Unione. In particolare, gli obblighi di comunicazione consentiranno l’aggiornamento del combustibile fossile di riferimento di cui alla direttiva 98/70/CE, allegato IV, parte C, punto 19 e alla direttiva 2009/28/CE, allegato V, parte C, punto 19, e agevoleranno gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE, articolo 8, paragrafo 3, e articolo 9, paragrafo 2. 2. CONSULTAZIONE DEI PORTATORI DI INTERESSE E VALUTAZIONI D’IMPATTO Nel luglio 2009 è stata avviata una consultazione pubblica[3] incentrata sulle questioni da affrontare nella proposta di direttiva. Nel gennaio 2010 si è tenuta una riunione con i portatori di interesse che ha coinvolto le industrie dei biocarburanti e dei combustibili fossili, gli Stati membri e le ONG. Nel marzo 2010 i servizi della Commissione hanno discusso un documento di riflessione con gli Stati membri, al fine di elaborare il progetto di direttiva. Inoltre, per formulare la presente proposta, la Commissione ha fatto riferimento: – al lavoro svolto dal JEC, incluso lo studio “Well to Wheels”[4]; – allo studio sui bitumi naturali[5] del dott. Adam Brandt, – allo studio sugli scisti bituminosi[6], sempre del dott. Brandt, – allo studio ICCT sugli altri oli greggi[7]. Il lavoro del dott. Brandt è stato sottoposto a un processo di valutazione esterna inter pares le cui risultanze sono state discusse con i portatori di interesse in occasione di una riunione pubblica tenutasi il 27 maggio 2011[8]. Anche il lavoro dell’ICCT è stato sottoposto a un processo di valutazione inter pares le cui risultanze sono state discusse con i portatori di interesse in occasione di una riunione pubblica il 20 febbraio 2014[9]. Nel 2013, in seguito a discussioni che non hanno avuto alcun esito con il comitato per la qualità dei combustibili sul progetto di direttiva[10] per armonizzare il metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’uso di combustibili di origine non biologica e dall’elettricità nei veicoli per il trasporto su strada, la Commissione ha preparato una valutazione d’impatto al fine di esaminare tutte le opzioni di attuazione proposte. L’approccio su cui si fonda la valutazione è stato presentato nel corso di due seminari tenutesi il 20 dicembre 2012 e il 15 aprile 2013[11], ai quali hanno partecipato i portatori di interesse. Parallelamente, la Commissione ha cercato di verificare se l’industria sentisse la necessità di una normativa rivolta ai quei fornitori in grado di raggiungere congiuntamente i loro obiettivi di riduzione. Nonostante le reiterate richieste, l’industria non ha fornito alcuna risposta. La Commissione ha pertanto concluso che non vi sia attualmente la necessità di istituire norme specifiche che vadano al di là di definizioni armonizzate e di un meccanismo di comunicazione. 3. ELEMENTI GIURIDICI DELLA PROPOSTA Gli elementi principali del progetto di direttiva sul metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e di altre energie di origine non biologica sono i seguenti: – l’uso di un valore medio standard che rappresenti l’intensità unitaria delle emissioni di gas a effetto serra per tipo di combustibile; – una relazione annuale armonizzata inviata, rispettivamente, dai fornitori agli Stati membri e dagli Stati membri alla Commissione: le relazioni sono necessarie per il monitoraggio della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra all’interno dell’Unione e per l’aggiornamento dei metodi di calcolo al progresso tecnico e scientifico. Genesi del metodo di calcolo scelto e obblighi in materia di comunicazione Il lavoro su cui si basa la valutazione dell’impatto si è soffermato sull’analisi della precisione dei metodi presi in considerazione per calcolare le emissioni dei gas a effetto serra nonché i relativi costi di conformità e oneri amministrativi che i fornitori e gli Stati membri dovranno sostenere per adempiere alle disposizioni dell’articolo 7 bis della direttiva 98/70/CE. Segnalazioni inesatte comprometterebbero il conseguimento dell’obiettivo inerente all’intensità dei gas a effetto serra stabilito dalla direttiva sulla qualità dei combustibili e influirebbero indebitamente sulla condivisione degli sforzi tra i fornitori di combustibili. La precisione dipende dal metodo di calcolo scelto e dalla precisione dei dati sottostanti. I metodi che si basano su una maggior differenziazione delle materie prime, forniscono risultati più precisi. La precisione dei dati comunicati è anche strettamente legata alle informazioni sulle emissioni rilasciate dai processi di estrazione e trasformazione delle materie prime («emissioni a monte»). I dati[12] alla base dei valori indicati nel progetto di misura discussa con il comitato per la qualità dei carburanti si basano su comunicazioni volontarie dell’associazione dei produttori di idrocarburi, rappresentano meno della metà del petrolio greggio raffinato nell’Unione e non forniscono informazioni sui prodotti importati. Gli studi più recenti sulle materie prime utilizzate per produrre tra il 60%[13] e il 90%7 dei combustibili fossili consumati nell’Unione suggeriscono che le emissioni medie di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili superano di circa il 5% i dati presentati al comitato per la qualità dei combustibili nella proposta del 2011. Ciò è attribuibile in larga misura a un aumento significativo ed estremamente variabile delle emissioni di carbonio da combustibili fossili a monte. Esistono notevoli differenze per quanto riguarda l’intensità di gas a effetto serra a monte per le materie prime convenzionali; inoltre, la produzione da fonti non convenzionali di petrolio è spesso connotata da una maggiore intensità di gas a effetto serra. Di conseguenza, l’armonizzazione nella comunicazione dei dati consentirà di migliorare l’esattezza delle emissioni comunicate. La precisione del metodo di calcolo è fortemente correlata alla frazione di materie prime ad alta intensità utilizzate nella produzione di combustibile. È pertanto necessario armonizzare la comunicazione relativa all’origine[14] e al luogo di acquisto[15] del combustibile. Tuttavia, tale comunicazione deve essere in linea con l’attuale legislazione dell’Unione concernente la registrazione delle importazioni e delle forniture di petrolio greggio nell’UE[16]. Secondo l’analisi su cui si basa la presente proposta, il costo supplementare totale per litro di combustibile per tutti i metodi di calcolo in esame varia da 0,03 a 0,04 centesimi di EUR. L’incremento maggiore è stato osservato quando i fornitori erano tenuti a comunicare i valori dei gas a effetto serra sulla base delle emissioni specifiche del fornitore o delle emissioni medie dell’Unione per ciascuna materia prima utilizzata, invece che comunicare la media dell’Unione per tipo di combustibile per tutte le materie prime. Ciò suggerisce che l’opzione ottimale non dovrebbe imporre ai fornitori di comunicare i valori dei gas a effetto serra per ogni materia prima. Di conseguenza, la metodologia proposta richiede ai fornitori di comunicare l’intensità media delle emissioni di gas a effetto serra dell’Unione per ciascun combustibile. L’articolo 7 bis, paragrafo 4, della direttiva 98/70/CE stabilisce che gruppi di fornitori possano scegliere di ottemperare congiuntamente all’obbligo di riduzione del 6%, mentre l’articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera c), della stessa direttiva consente l’istituzione di «ogni norma necessaria» per mettere in pratica tale scelta. Di conseguenza, al fine di facilitare l’uso di un comune schema di comunicazione per i fornitori provenienti da più Stati membri che decidano di comunicare le informazioni congiuntamente, è necessario armonizzare le definizioni di: identificazione del fornitore, volume di combustibile o energia, tipo di combustibile o energia, luogo di acquisto e origine del combustibile o dell’energia immessa sul mercato. Inoltre, per verificare che venga evitato un doppio conteggio nelle comunicazioni congiunte transfrontaliere, è opportuno armonizzare le comunicazioni da parte degli Stati membri alla Commissione in modo che le necessarie informazioni relative a ciascun fornitore che faccia parte di un gruppo di due o più fornitori provenienti da uno o più Stati membri possano essere messe a disposizione delle autorità di tutti gli Stati membri interessati. È opportuno che gli Stati membri consentano ai fornitori di comunicare le informazioni utilizzando dati raccolti ai sensi di altre normative dell’Unione o nazionali in modo da ridurre l’onere amministrativo, a condizione che la comunicazione avvenga in conformità ai requisiti di cui all’allegato IV. Le altre normative unionali comprendono, tra l’altro, il regolamento (CE) n. 684/2009 della Commissione, del 24 luglio 2009, recante modalità di attuazione della direttiva 2008/118/CE del Consiglio per quanto riguarda le procedure informatizzate relative alla circolazione di prodotti sottoposti ad accisa in sospensione dall’accisa[17], il regolamento (CEE) n. 2454/93 della Commissione, del 2 luglio 1993, che fissa talune disposizioni d’applicazione del regolamento (CEE) n. 2913/92 del Consiglio che istituisce il codice doganale comunitario[18], il regolamento (CE) n. 1099/2008 relativo alle statistiche dell’energia[19], la direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE[20] e successivi atti di esecuzione della medesima, la decisione 2007/589/CE della Commissione, del 18 luglio 2007, che istituisce le linee guida per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio[21], nonché il regolamento n. 2964/95 del Consiglio che introduce nella Comunità la registrazione delle importazioni e delle forniture di petrolio greggio. Impatto finanziario Nella valutazione d’impatto è stata inoltre presa in considerazione la competitività dell’industria dell’Unione. Non si prevede alcun impatto significativo sulle imprese (comprese le raffinerie). Ciò è dovuto al fatto che i previsti aumenti del prezzo alla pompa dei combustibili sono trascurabili e che, secondo la valutazione d’impatto, la quasi totalità di tali costi sarà scaricata. 2014/0286 (NLE) Proposta di DIRETTIVA DEL CONSIGLIO 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[22], 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 permettere alla Commissione di valutare criticamente le prestazioni dei fornitori di combustibili in merito all’adempimento dei loro obblighi ai sensi dell’articolo 7 bis, paragrafo 2, della stessa direttiva. Il metodo di calcolo dovrebbe garantire misurazioni precise, 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 della metodologia sulle raffinerie dell’Unione merita di 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 una particolare fonte di combustibile (“valori medi standard”). Ciò presenta il vantaggio di ridurre l’onere amministrativo a carico dei fornitori e degli Stati membri. In questa fase la metodologia proposta 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 2003/61 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’UE 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 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, incluse quelle derivanti dalla combustione in torcia o dal rilascio in atmosfera. Al fine di facilitare la dichiarazione dei risparmi nelle emissioni a monte da parte dei fornitori di combustibili, occorrerebbe autorizzare l’uso di vari regimi di emissione per il calcolo e la certificazione delle riduzioni delle emissioni. Dovrebbero essere ammissibili solo i progetti di riduzione a monte che hanno inizio dopo la data di istituzione della norma di riferimento di cui all’articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera b), vale a dire dopo il 1º gennaio 2011. (4) La media ponderata dei valori standard delle emissioni di gas a effetto serra costituisce un metodo semplice tramite il quale i fornitori possono determinare il contenuto di gas a effetto serra dei combustibili da essi forniti. Tali valori, che illustrano la tipologia UE di greggi lavorati, sono contenuti, tra l’altro, nella relazione “Well to Wheel” (versione 4), elaborata dal consorzio JEC, negli studi svolti per conto della Commissione europea al dott. A. Brandt sui bitumi naturali e sugli scisti bituminosi, nonché nei lavori svolti dal Consiglio internazionale per i Trasporti Puliti (ICCT, International Council on Clean Transportation) sulle emissioni a monte nell’ambito dello “strumento di stima delle emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione petrolifera” in rapporto al petrolio greggio consumato nell’UE. (5) Le riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra associate alle emissioni dagli idrocarburi a monte saranno stimate e convalidate in conformità dei principi e delle norme contenuti nelle norme internazionali, in particolare ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066. (6) L’art. 7 bis, paragrafo 5, lettera b), della direttiva 98/70/CE richiede la definizione di una metodologia volta a determinare l’intensità complessiva delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili di origine non biologica utilizzati nell’Unione europea nel 2010 («la norma di riferimento per i carburanti»). La norma di riferimento dovrebbe basarsi sui volumi di combustibile diesel, benzina, gasolio destinato alle macchine mobili non stradali, gas di petrolio liquefatto e gas naturale compresso, e utilizzare i dati comunicati ufficialmente nell’ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici nel 2010. La norma 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 quale previsto all’allegato IV della direttiva 98/70/CE. (7) 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 corretto che la norma di riferimento per i carburanti si basi sui dati del consumo medio dell’Unione per il 2010 comunicati dagli Stati membri nel quadro della Convenzione quadro delle Nazioni unite sui cambiamenti climatici. (8) La norma di riferimento per i carburanti del 2010 dovrebbe rappresentare l’intensità media delle emissioni di gas a effetto serra a monte e l’intensità media complessa delle emissioni di gas a effetto serra delle raffinerie per i combustibili fossili. Di conseguenza, il valore di riferimento dovrebbe essere calcolato utilizzando i valori standard dei rispettivi combustibili. Il valore delle emissioni della norma 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. (9) 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 stradali elettrici. A norma di tale articolo la metodologia dovrebbe essere compatibile con l’articolo 3, paragrafo 4, della direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio[23]. Per garantire questa compatibilità, si deve usare lo stesso fattore di adeguamento per l’efficienza della trasmissione. (10) Come stabilito all’articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE, l’energia elettrica 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 la metodologia si basi su una stima piuttosto che sull’effettiva misurazione del consumo di elettricità di un veicolo stradale o di un motociclo elettrico. (11) È auspicabile includere una strategia dettagliata 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 volume 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 prodotte durante il ciclo di vita dovrebbero essere calcolate con la stessa metodologia. 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. (12) All’obbligo di comunicazione per il fornitore, previsto all’articolo 7 bis, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE si dovrebbe aggiungere l’obbligo di utilizzare un formato armonizzato e la definizione 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 armonizzato a norma dell’articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera a), della direttiva 98/70/CE. I dati comprendono l’identificazione del fornitore, il volume e il tipo di combustibile o energia immessi sul mercato. (13) 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 modello per la comunicazione e da definizioni 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, e l’aggiornamento del metodo di calcolo al progresso scientifico e tecnico al fine di assicurare che esso risponda all’uso al quale è stato destinato. I dati comprendono i volumi 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. (14) 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 in conformità agli obblighi di cui all’allegato IV e alle definizioni di cui agli allegati I e III. (15) 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. Di conseguenza, è necessario armonizzare le definizioni relative all’identificazione del fornitore, al volume, 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 transfrontaliere, è opportuno armonizzare le comunicazioni da parte dello Stato membro alla Commissione in modo che le necessarie informazioni relative a ogni fornitore appartenente a un gruppo di due o più fornitori provenienti da uno o più Stati membri possano essere messe a disposizione delle autorità di tutti gli Stati membri interessati. (16) Ai sensi dell’articolo 8, paragrafo 3, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri devono presentare una relazione annuale sui dati nazionali relativi alla qualità dei combustibili per l’anno civile precedente, nel formato stabilito dalla decisione 2002/159/CE della Commissione, del 18 febbraio 2002[24]. Per tener conto delle modifiche apportate alla direttiva 98/70/CE dalla direttiva 2009/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio[25] e dei conseguenti obblighi supplementari di comunicazione che competono agli Stati membri, è necessario, a fini di efficacia e armonizzazione, chiarire quali informazioni, tra quelle rientranti negli obblighi di comunicazione dei dati sulla qualità dei combustibili di cui all’articolo 8 della direttiva 98/70/CE, devono essere comunicate e adottare altresì il formato per la trasmissione di tali dati da parte dei fornitori e degli Stati membri. (17) La Commissione ha presentato un progetto 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 ed è quindi opportuno che la Commissione presenti una proposta al Consiglio a norma dell’articolo 5 bis, paragrafo 4, della decisione 2006/512/CE del Consiglio, HA ADOTTATO LA PRESENTE DIRETTIVA: Articolo 1 Ambito di applicazione 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 si applicano, oltre alle definizioni già presenti nella direttiva 98/70/CE, le seguenti definizioni: 1) «emissioni a monte»: 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) “materia prima da bitumi naturali”: materia prima da raffinare di qualsiasi origine: – che abbia gravità API (American Petroleum Institute) di 10 gradi o inferiore quando situata in una formazione reservoir presso il luogo di estrazione definita conformemente al metodo di prova dell’American Society for Testing and Materials (ASTM)[26] D287; – che abbia viscosità media annua alla temperatura del reservoir maggiore di quella calcolata dall’equazione: Viscosità (centipoise) = 518,98e-0,038T; dove T è la temperatura in gradi Celsius; – 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[27]; nonché – 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) “materia prima 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 della nomenclatura combinata NC 2714 indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/8727. La mobilizzazione della fonte di materia prima è realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a gravità con potenziamento termico. 4) “petrolio greggio convenzionale”: qualsiasi fonte di materia prima per raffineria provvista di gravità API (American Petroleum Institute gravity) 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. 2658/8727. Articolo 3 Metodo di calcolo e comunicazione, ad uso dei fornitori di combustibili, 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, gli Stati membri si assicurano che i fornitori di combustibili utilizzino la metodologia di cui all’allegato I 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 impongono ai fornitori di comunicare i dati utilizzando le definizioni e la metodologia di calcolo di cui all’allegato I della presente direttiva. I dati sono trasmessi con cadenza annuale utilizzando il modello di cui all’allegato IV della presente direttiva. 3. Gli Stati membri applicano la metodologia semplificata di cui all’allegato I della presente direttiva per i fornitori di combustibili che sono piccole e medie imprese. Articolo 4 Calcolo della norma di riferimento per i carburanti e della riduzione dell’intensità dei gas a effetto serra Ai fini di verificare l’osservanza da parte dei fornitori di combustibili degli obblighi di cui all’articolo 7 bis, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri prescrivono ai fornitori di confrontare le riduzioni ottenute delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili e dell’energia elettrica con la norma di riferimento per i carburanti stabilita nell’allegato II della presente direttiva. Articolo 5 Comunicazione da parte degli Stati membri 1. Quando presentano relazioni alla Commissione ai sensi dell’articolo 8, paragrafo 3, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri forniscono i dati di cui all’allegato III relativamente all’osservanza 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[28], 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 utilizzando il modello elaborato sulla base dell’allegato IV e ivi contenuto. 3. I dati saranno trasmessi annualmente utilizzando il formato stabilito nell’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 prendono tutte le misure necessarie per garantirne l’attuazione. Le sanzioni devono essere efficaci, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano dette disposizioni alla Commissione entro [dodici mesi dall’adozione] 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 [dodici mesi dall’adozione]. Essi comunicano immediatamente alla Commissione il testo delle disposizioni. 2. Quando gli Stati membri adottano tali disposizioni, queste contengono un riferimento alla presente direttiva o sono corredate di un siffatto 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 adottate nella materia disciplinata 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 Gli Stati membri sono destinatari della presente direttiva. Fatto a Bruxelles, il Per il Consiglio Il presidente [1] Direttiva 2009/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 88). [2] Fornitore: il soggetto responsabile del passaggio del combustibile o dell’elettricità attraverso il punto di riscossione delle accise (ad esempio, la raffineria di petrolio). [3] https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp sia per le domande che per le risposte [4] Il consorzio JEC comprende JRC, EUCAR e Concawe. La Commissione partecipa dunque a questi lavori insieme alle industrie automobilistica e petrolifera europee. http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [5] https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d [6] https://circabc.europa.eu/w/browse/9ab55170-dc88-4dcb-b2d6-e7e7ba59d8c3 [7] International Council on Clean Transportation (ICCT) https://circabc.europa.eu/w/browse/49f63fd8-7e27-4cf7-8790-3410ee8d308e [8] https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d [9] https://circabc.europa.eu/w/browse/75e69e4c-ded2-418c-a6e6-ee3fa3a93c6c [10] http://ec.europa.eu/transparency/regcomitology/index.cfm?do=search.dossierdetail&i4E3IvzVEe6K7czhtRYFvHaI4f3TEUr8zQzZMBeU3winIDvf1TNPofuY6ToXhDSw [11] https://circabc.europa.eu/w/browse/6893ba02-aaed-40a7-bf0d-f5affc85a619 [12] http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [13] http://www.nrcan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/energy/pdf/EU_FQD_Study_Final_Report.pdf [14] Origine: la denominazione commerciale della materia prima. Le informazioni sul petrolio greggio, ad eccezione della denominazione commerciale, sono attualmente comunicate a norma del regolamento (CEE) n. 2964/95 del Consiglio e trasmesse trimestralmente alla Commissione secondo stretti criteri di riservatezza. Viene richiesta la comunicazione di una non specificata “designazione”. La denominazione commerciale è invece una descrizione più precisa e più ampiamente riconosciuta, più facilmente ricollegabile alle emissioni di gas a effetto serra. Di conseguenza, la misura di esecuzione riporterà un elenco delle denominazioni commerciali dei petroli greggi usati più comunemente. [15] Luogo di acquisto: paese e nome dell’impianto di trasformazione. Gli Stati membri ottengono già queste informazioni attraverso la normativa inerente ai dazi doganali. In particolare, l’articolo 37 del regolamento (CE) n. 450/2008 autorizza la richiesta di tutte le necessarie informazioni riguardanti il paese di origine di un prodotto. L’origine è definita come il luogo in cui il prodotto ha subito l’ultima trasformazione sostanziale. Definizioni specifiche per le trasformazioni relative ai combustibili sono indicate negli allegati 14 e 15 del regolamento n. 2454/93 della Commissione. [16] Regolamento (CE) n. 2964/95 del Consiglio che introduce nella Comunità la registrazione delle importazioni e delle forniture di petrolio greggio, GU L 310 del 22.12.1995, pag. 5. [17] GU L 197 del 29.7.2009, pag. 24. [18] GU L 253 dell’11.10.1993, pag. 1. [19] GU L 304 del 14.11.2008, pag. 1. [20] GU L 140 del 5.6.2009, pag. 16. [21] GU L 229 del 31.8.2007, pag. 1. [22] GU L 350 del 28.12.1998, pag. 58. [23] Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag.16). [24] Decisione 2002/159/CE della Commissione, del 18 febbraio 2002, concernente il formato comune per la presentazione delle sintesi dei dati nazionali relativi alla qualità dei combustibili (GU L 53 del 23.2.2002, pag. 30). [25] Direttiva 2009/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, che modifica la direttiva 98/70/CE per quanto riguarda le specifiche relative a benzina, combustibile diesel e gasolio nonché l’introduzione di un meccanismo inteso a controllare e ridurre le emissioni di gas a effetto serra, modifica la direttiva 1999/32/CE del Consiglio per quanto concerne le specifiche relative al combustibile utilizzato dalle navi adibite alla navigazione interna e abroga la direttiva 93/12/CEE (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 88). [26] American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml [27] Regolamento (CEE) n. 2658/87 del Consiglio, del 23 luglio 1987, relativo alla nomenclatura tariffaria e statistica ed alla tariffa doganale comune (GU L 256 del 7.9.1987, pag. 1). [28] Regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sull’Agenzia europea dell’ambiente e la rete europea d’informazione e di osservazione in materia ambientale (GU L 126 del 21.5.2009, pag. 13). Allegato I Metodo di calcolo e comunicazione, a uso dei fornitori di combustibili, dell’intensità delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili e dell’energia Parte 1 Elementi da tenere presente quando è calcolata l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e dell’energia ascrivibili a un fornitore di combustibili: 1. 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); 2. 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; 3. 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; 4. l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita di tutti i combustibili forniti dal fornitore è calcolata secondo la formula seguente: intensità dei gas a effetto serra del fornitore (#) = dove s’intende con: (a) «#», l’identificazione del fornitore (debitore dell’accisa) definita nel regolamento (CE) n. 684/2009 come codice accisa dell’operatore (numero di registrazione SEED o numero di partita IVA nella tabella 1, punto 5, lettera a), dell’allegato I del suddetto regolamento per i codici del tipo di destinazione 1, 2, 3, 4, 5 e 8), che è anche il debitore dell’accisa in conformità dell’articolo 8 della direttiva 2008/118/CE del Consiglio nel momento in cui l’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 in conformità a un regime nazionale di comunicazione delle accise; (b) «x», i tipi di combustibile e energia che rientrano nel campo 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 in conformità 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: la quantità di ciascun combustibile per tipo di combustibile 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[1]. 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 del JEC[2]. Cotrattamento 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 volume da considerare dei biocarburanti trattati insieme ai combustibili di origine non biologica è quello dei biocarburanti dopo il trattamento. La quantità di energia del biocarburante cotrattato è determinata secondo il bilancio energetico e l’efficienza del processo di cotrattamento di cui all’allegato IV, 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 volume di biocarburante fornito che non risponde ai requisiti dell’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[3]. Se i dati relativi alla quantità non sono raccolti a norma del regolamento (CE) n. 684/2009, gli Stati membri raccolgono dati equivalenti in conformità a un regime nazionale di comunicazione delle accise. Quantità di energia elettrica consumata Consiste nella quantità di energia elettrica consumata dai veicoli stradali o dai motocicli e comunicata dal fornitore alle competenti autorità dello Stato membro secondo la seguente formula: energia elettrica consumata = distanza percorsa (km) x efficienza del consumo di energia elettrica (MJ/km) (d) UER Consiste nella riduzione delle emissioni di gas a effetto serra a monte (Upstream Emission Reduction) dichiarata dal fornitore di combustibile, espressa in gCO2eq se quantificata e comunicata in conformità ai seguenti requisiti: Ammissibilità Le riduzioni volontarie delle emissioni di gas a effetto serra presso i siti di produzione e estrazione di idrocarburi sono applicabili solo alla parte dei valori standard riguardante le emissioni a monte per benzina, diesel, gas naturale compresso o GPL. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra a monte effettuata in qualsiasi paese può essere considerata 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 riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra a monte sono computate solo se associate ai progetti iniziati dopo il 1º gennaio 2011. Non è necessario dimostrare che le riduzioni delle emissioni a monte non avrebbero avuto luogo senza gli obblighi di comunicazione previsti dall’articolo 7 bis. Calcolo Le riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra associate alle emissioni di idrocarburi a monte saranno stimate e convalidate in conformità dei principi e delle 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 devono essere effettuati in conformità alla norma ISO 14064 e devono fornire risultati di affidabilità equivalente a quella richiesta dai regolamenti (UE) nn. 600/2012 e 601/2012. 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 in conformità alla norma ISO 14065. (e) Con «GHGix» s’intende l’intensità unitaria delle emissioni di gas a effetto serra del combustibile x espressa in gCO2eq/MJ. I fornitori di combustibili definiscono l’intensità unitaria di ciascun combustibile come segue: L’intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili di origine non biologica è “l’intensità unitaria 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. L’energia elettrica è calcolata come indicato nella parte 2, punto 6. Intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti L’intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti che soddisfano gli obblighi 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 sono 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 gli obblighi 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. Cotrattamento 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 (1) Riduzioni delle emissioni a monte (UER) Affinché le riduzioni delle emissioni a monte possano essere calcolate utilizzando la presente metodologia, i fornitori di combustibili comunicano all’autorità designata dagli Stati membri le seguenti informazioni: i) data d’inizio del progetto, che deve essere successiva al 1° gennaio 2011; ii) riduzioni delle emissioni annue in gCO2eq; iii) periodo di tempo durante il quale hanno avuto luogo le riduzioni dichiarate; iv) sede del progetto più vicina alla fonte delle emissioni in gradi di latitudine e longitudine fino al quarto decimale; v) 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; vi) numero di certificato non riutilizzabile per l’identificazione esclusiva del sistema e delle riduzioni dichiarate di gas a effetto serra; vii) numero non riutilizzabile per l’identificazione esclusiva del metodo di calcolo e del relativo sistema; viii) se il progetto riguarda l’estrazione di petrolio, il rapporto gas-petrolio (GOR) in soluzione medio annuo, storico e dell’anno in causa, pressione del reservoir, 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 di combustibile detiene l’informazione richiesta perché i) 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 in conformità dell’articolo 1 del regolamento (CE) n. 2964/95 del Consiglio oppure ii) ha stipulato accordi per condividere le informazioni con altri fornitori di combustibile. 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 di combustibile 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, si indica la quantità in tonnellate di prodotto finito per tipo di materia prima prodotta nei rispettivi impianti di trattamento durante l’anno in causa. (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 in conformità del regolamento (CEE) n. 2454/93 della Commissione. (4) Piccole e medie imprese In deroga a quanto predetto, per i fornitori di combustibile che sono piccole e medie imprese 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 per il 2010 dei gas a effetto serra prodotti durante il ciclo di vita dei combustibili diversi dai biocarburanti e dall’energia elettrica Fonte di materie prime e processo || Tipo di combustibile o energia immesso sul mercato || Intensità unitaria delle emissioni di gas serra durante il ciclo di vita (gCO2eq/MJ) || Intensità unitaria 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 compresso per motore ad accensione comandata || 69,3 || 69,3 Gas naturale, miscela dell’UE || Gas 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 in una cella a combustibile || 52,7 || 52,7 Rifiuti plastici provenienti da materie prime fossili || Benzina, diesel o gasolio || 86 || 86 (6) Energia elettrica 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 unità di energia elettrica sulla base dei dati comunicati dagli Stati membri a norma dei seguenti atti: i) regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2008, relativo alle statistiche dell’energia, oppure ii) regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 maggio 2013, relativo a un meccanismo di monitoraggio e comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra e di comunicazione di altre informazioni in materia di cambiamenti climatici a livello nazionale e dell’Unione europea, oppure iii) regolamento delegato (UE) n. 666/2014 della Commissione, del 12 marzo 2014, che stabilisce requisiti sostanziali per il sistema di inventario dell’Unione e tiene conto dei cambiamenti apportati ai potenziali di riscaldamento globale e alle linee guida sugli inventari concordate a livello internazionale a norma del regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio. (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 n. d. || 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/Cueta Mix || 24 || 1,2 Venezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7 Venezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6 Venezuela || Temblador || 23,1 || 0,8 Venezuela || Lagomar || 32 || 1,2 Venezuela || Taparito || 17 || n. 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 dell’intensità di riferimento delle emissioni di gas a effetto serra rilasciate dai combustibili fossili Metodo (a) L’intensità di riferimento delle emissioni di gas a effetto serra è calcolata sulla base del consumo medio di combustibili fossili nell’UE per benzina, diesel, gasolio, GPL e gas naturale compresso, secondo la seguente formula: Calcolo dell’intensità di riferimento delle emissioni di gas a effetto serra = dove s’intende con: «x», i diversi combustibili e vettori energetici oggetto della direttiva e definiti nella tabella sottostante; «GHGix», l’intensità unitaria delle emissioni di gas a effetto serra della fornitura annua commercializzata del combustibile x o del vettore energetico 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 x 106 || Comunicazione 2010 degli Stati membri nel quadro della UNFCCC Gasolio non stradale || 240 763 x 106 Benzina || 3 844 356 x 106 GPL || 217 563 x 106 Gas naturale compresso || 51 037 x 106 Intensità delle emissioni di gas a effetto serra L’intensità delle emissioni di gas a effetto serra per il 2010 è pari a 94,1 gCO2eq/MJ Allegato III Comunicazione degli Stati membri alla Commissione 1. Ogni Stato membro comunica entro il 30 giugno di ogni anno i dati di cui al punto 3. I dati devono essere comunicati per tutti i combustibili e l’energia immessi sul mercato dello 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 sono comunicati separatamente per i combustibili o l’energia immessi sul mercato dai fornitori in uno Stato membro (ivi compresi i fornitori congiunti che operano in un solo Stato membro) e per i combustibili e l’energia immessi sul mercato di due o più Stati membri da fornitori congiunti (fornitori congiunti intraunionali). I dati dei fornitori congiunti intraunionali sono successivamente disaggregati a livello dello Stato membro di ciascun fornitore. 3. Per ogni combustibile, gli Stati membri comunicano 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 energia elettrica; (c) intensità delle emissioni di gas a effetto serra; (d) riduzioni delle emissioni a monte; (e) origine; (f) luogo di acquisto. Allegato IV Modello per la comunicazione delle informazioni a fini di uniformità dei dati comunicati Combustibili - Fornitori individuali Combustibili - Fornitori congiunti Energia elettrica Origine - Fornitori individuali8 Origine - Fornitori congiunti8 Luogo d’acquisto9 Energia totale comunicata e riduzioni totali realizzate per Stato membro 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 4, lettera a). 2. Per determinare la quantità di combustibile si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera c). 3. Per determinare la densità API 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 4, lettera e). 5. Per determinare la riduzione delle emissioni a monte si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera d); per le modalità di comunicazione si veda l’allegato I, parte 2, punto 1. 6. Per determinare la quantità di energia elettrica 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 4, 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. È possibile che il volume totale sia maggiore del volume totale di combustibile ed energia elettrica effettivamente consumati, poiché tale somma può includere i volumi relativi ai fornitori che comunicano questi dati insieme ai fornitori di altri Stati membri. [1] Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag.16). [2] http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [3] GU L 140 del 5.6.2009, pag. 1.