Wniosek DYREKTYWA RADY ustanawiająca metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */





UZASADNIENIE 1. KONTEKST WNIOSKU Pakiet klimatyczno-energetyczny przyjęty przez Radę i Parlament dnia 22 kwietnia 2009 r. miał na celu osiągnięcie redukcji emisji gazów cieplarnianych o 20 % do 2020 r. Pakiet obejmował rewizję dyrektywy 98/70/WE[1] w sprawie jakości benzyny i olejów napędowych. Zgodnie ze zrewidowaną dyrektywą dostawcy[2] są zobowiązani do redukcji o 6 % intensywności emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia pochodzących z paliw i innej energii (elektrycznej) dostarczanych w celu ich wykorzystania w pojazdach drogowych oraz paliw dostarczanych w celu ich wykorzystania w maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach do końca okresu przeznaczonego na dostosowanie się do wymogów, tj. do 2020 r. Cel ten ułatwiłby również państwom członkowskim osiągnięcie celów niezwiązanych z systemem handlu uprawnieniami do emisji. Ten nowy element wprowadzono w art. 7a dyrektywy, ustanawiając tym samym w prawodawstwie Unii „normę dotyczącą paliw o niskiej zawartości węgla”. Na mocy dyrektywy dostawcy zobowiązani są również do przedkładania organom wyznaczonym przez państwa członkowskie sprawozdań dotyczących między innymi intensywności emisji gazów cieplarnianych z dostarczanego przez nich paliwa począwszy od 2011 r. Redukcję emisji o 6 % można prawdopodobnie osiągnąć poprzez wykorzystywanie biopaliw i energii elektrycznej oraz ograniczenie spalania na pochodniach i uwalniania gazów do atmosfery podczas fazy wydobycia surowców paliw kopalnych. W art. 7a ust. 5 wymaga się od Komisji wprowadzenia wszelkich niezbędnych środków do wprowadzenia w życie art. 7a i przyjęcia ich zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą. W związku z tym Komisja jest uprawniona do przyjmowania środków wykonawczych dotyczących mechanizmu monitorowania i redukcji emisji gazów cieplarnianych. Do Komisji zwrócono się w szczególności o rozważanie wniosków dotyczących: – metody obliczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i z innej energii pochodzącej ze źródeł niebiologicznych (elementy dotyczące obliczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw są już ujęte w załączniku IV do dyrektywy); – metody obliczania poziomu bazowego intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliw kopalnych mającej służyć jako odniesienie do pomiarów zgodności z celem; – obliczania i weryfikacji intensywności emisji gazów cieplarnianych z energii elektrycznej wykorzystywanej w pojazdach elektrycznych; – wszelkich przepisów niezbędnych do nadania skuteczności wymogowi, aby co najmniej dwóch dostawców z co najmniej jednego państwa członkowskiego mogło wspólnie przedkładać sprawozdanie dotyczące intensywności emisji gazów cieplarnianych; – wszelkich innych środków niezbędnych do wdrożenia art. 7a. Niniejszy projekt dyrektywy uwzględnia wszystkie pięć kwestii przedstawionych powyżej. W art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE zdefiniowano obowiązki dostawcy w zakresie sprawozdawczości. Uzupełniono je zharmonizowanymi definicjami dotyczącymi danych objętych sprawozdawczością i wymogami w zakresie sprawozdawczości skierowanymi do państw członkowskich przedkładających Komisji sprawozdania w sprawie poziomu emisji gazów cieplarnianych paliw wykorzystywanych w Unii. Wspomniane wymogi w zakresie sprawozdawczości umożliwią w szczególności aktualizację odpowiednika kopalnego określonego w części C pkt 19 załącznika IV do dyrektywy 98/70/WE, z kolei część C pkt 19 załącznika V do dyrektywy 2009/28/WE ułatwi sprawozdawczość wymaganą zgodnie z art. 8 ust. 3 i art. 9 ust. 2 dyrektywy 98/70/WE. 2. WYNIKI KONSULTACJI Z ZAINTERESOWANYMI STRONAMI I OCENA SKUTKÓW W lipcu 2009 r. rozpoczęto konsultacje społeczne[3], w których skupiono się na kwestiach do uwzględnienia w projekcie dyrektywy. W styczniu 2010 r. zorganizowano spotkanie zainteresowanych stron, w którym udział wzięli przedstawiciele sektorów związanych z paliwami kopalnymi i biopaliwami, państwa członkowskie i organizacje pozarządowe. W marcu 2010 r. służby Komisji omówiły z państwami członkowskimi dokument koncepcyjny w celu opracowania projektu dyrektywy. Ponadto, formułując niniejszy wniosek, Komisja oparła się na następujących pracach: – Pracy JEC i jego badaniu „well to wheels”[4]; – badaniu Brandt dotyczącym naturalnego asfaltu[5]; – badaniu Brandt dotyczącym łupków bitumicznych[6]; – badaniu ICCT dotyczącym innych rodzajów ropy naftowej[7] Pracę dr Brandta poddano procesowi wzajemnej oceny zewnętrznej, której wyniki omówiono z zainteresowanymi stronami na spotkaniu publicznym dnia 27 maja 2011 r.[8]. Pracę przygotowaną przez ICCT również poddano procesowi wzajemnej oceny, której wyniki omówiono z zainteresowanymi stronami na spotkaniu publicznym dnia 20 lutego 2014 r.[9]. W 2013 r. w następstwie bezowocnych dyskusji z Komitetem ds. Jakości Paliwa dotyczących projektu dyrektywy[10] w sprawie harmonizacji metody obliczania emisji gazów cieplarnianych z paliw pochodzenia niebiologicznego i z energii elektrycznej w pojazdach, Komisja przygotowała ocenę skutków w celu dokonania oceny wszystkich proponowanych wariantów wykonawczych. Podczas dwóch warsztatów zainteresowanych stron, które odbyły się dnia 20 grudnia 2012 r. i dnia 15 kwietnia 2013 r.[11], przedstawiono podejście leżące u podstaw oceny. Jednocześnie Komisja próbowała dowiedzieć się, czy przemysł wymaga opracowania zasad w odniesieniu do dostawców, którzy mogliby wspólnie osiągnąć cel redukcji emisji. Pomimo szeregu pytań kierowanych w tej sprawie, przedstawiciele przemysłu nie udzielili odpowiedzi. Komisja doszła w związku z tym do wniosku, że nie są aktualnie potrzebne żadne dodatkowe przepisy, poza zharmonizowanymi definicjami i mechanizmem sprawozdawczości. 3. ASPEKTY PRAWNE WNIOSKU Główne elementy projektu dyrektywy dotyczące metody obliczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i z innej energii ze źródeł niebiologicznych są następujące: – stosowanie jednej średniej wartości standardowej w celu wyrażenia jednostki intensywności emisji gazów cieplarnianych w podziale na rodzaj paliwa; – zharmonizowana coroczna sprawozdawczość dostawców dla państw członkowskich i państw członkowskich dla Komisji wymagana do celów monitorowania redukcji emisji gazów cieplarnianych w Unii oraz dostosowywania metod obliczania do postępu technicznego i naukowego. Geneza wybranej metody obliczania i wymogów w zakresie sprawozdawczości W pracy leżącej u podstaw oceny skutków skupiono się na analizie dokładności ocenianych metod obliczania emisji gazów cieplarnianych oraz związanych z nimi kosztów przestrzegania przepisów i obciążenia administracyjnego dla dostawców i państw członkowskich w związku z przestrzeganiem art. 7a dyrektywy 98/70/WE. Niedokładna sprawozdawczość utrudnia osiągnięcie celu dyrektywy w sprawie jakości paliw dotyczącego intensywności emisji gazów cieplarnianych i prowadzi do nieuczciwego podziału obciążeń wśród dostawców paliwa. Dokładność metody obliczania zależy od wybranej metody i dokładności danych bazowych. Metody opierające się na większym stopniu zróżnicowania surowców dają dokładniejsze wyniki. Dokładność danych zawartych w sprawozdawczości jest również ściśle powiązana z informacjami dotyczącymi emisji na etapie wydobycia i przetwarzania surowców („emisje w segmencie wydobywczym”). Dane[12] stanowiące podstawę wartości zawartych w projekcie środka omówionym z Komitetem ds. Jakości Paliwa opierają się na dobrowolnej sprawozdawczości Międzynarodowego Stowarzyszenia Producentów Ropy i Gazu Ziemnego (OGP), odzwierciedlają sytuację dotyczącą mniej niż połowy ropy naftowej rafinowanej w Unii i nie dostarczają informacji na temat produktów przywożonych. Z najnowszych badań i danych dotyczących surowców wykorzystywanych do produkcji od 60 %[13] do 90 %7 paliw kopalnych wykorzystywanych w Unii wynika, że średnie emisje w cyklu życia są w przybliżeniu o 5 % wyższe niż wynika to z danych przedstawionych Komitetowi ds. Jakości Paliwa we wniosku z 2011 r. W dużym stopniu przypisuje się to znacznie wyższym i silnie zróżnicowanym emisjom dwutlenku węgla pochodzącym z paliw kopalnych w segmencie wydobywczym. W zakresie intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z surowców konwencjonalnych w segmencie wydobywczym występują znaczne różnice, przy czym produkcja ropy ze źródeł niekonwencjonalnych często wykazuje wyższą intensywność emisji gazów cieplarnianych. W związku z tym dokładność sprawozdawczości związanej z emisjami poprawi się za sprawą zharmonizowanej sprawozdawczości danych. Dokładność metody obliczania jest ściśle związana z odsetkiem surowców o wysokiej intensywności emisji wykorzystywanym w produkcji paliwa. Konieczne jest zatem zharmonizowanie sprawozdawczości związanej z pochodzeniem[14] i z miejscem zakupu[15] paliwa. Sprawozdawczość taka musi być jednak spójna z obowiązującymi przepisami Unii dotyczącymi przywozu i dostaw ropy naftowej w UE[16]. Według analizy, na której opiera się niniejszy wniosek, całkowity dodatkowy koszt na litr paliwa w odniesieniu do wszystkich rozważanych metod obliczania wynosi 0,03–0,04 eurocentów. Największy wzrost odnotowano w sytuacji, w której dostawcy mieliby obowiązek prowadzenia sprawozdawczości obejmującej wartości emisji gazów cieplarnianych w oparciu o emisje właściwe dla poszczególnych dostawców lub średnie emisje w Unii w podziale na każdy wykorzystywany surowiec w przeciwieństwie do średnich emisji w Unii w podziale na rodzaje paliwa w odniesieniu do wszystkich surowców. Wynika z tego, że w ramach optymalnego wariantu nie należy wymagać od dostawców prowadzenia sprawozdawczości w oparciu o wartości emisji gazów cieplarnianych właściwych dla poszczególnych surowców. W związku z tym w ramach proponowanej metodyki wymaga się od dostawców prowadzenia sprawozdawczości w oparciu o średnie emisje gazów cieplarnianych w Unii w podziale na poszczególne rodzaje paliwa. Art. 7a ust. 4 dyrektywy 98/70/WE stanowi, że grupa dostawców może zadecydować o wspólnym wypełnianiu obowiązku redukcji emisji o 6 %, a w art. 7a ust. 5 lit. c) dyrektywy 98/70/WE zezwala się na przyjęcie „wszelkich przepisów koniecznych”, aby możliwość ta stała się skuteczna. Konieczne jest zatem zharmonizowanie definicji danych identyfikacyjnych dostawcy, ilości paliwa lub energii, rodzaju paliwa lub energii, miejsca zakupu i pochodzenia paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu, aby ułatwić korzystanie ze wspólnego systemu sprawozdawczości dostawcom z wielu państw członkowskich, którzy chcą uczestniczyć we wspólnej sprawozdawczości. Ponadto, aby upewnić się, że w przypadku wspólnej transgranicznej sprawozdawczości dostawców unika się podwójnego liczenia, należy zharmonizować sprawozdawczość państw członkowskich do Komisji tak, aby wszystkie zainteresowane organy państw członkowskich miały dostęp do wymaganych informacji dotyczących każdego dostawcy tworzącego grupę składającą się z co najmniej dwóch dostawców z co najmniej jednego państwa członkowskiego. Państwa członkowskie powinny zezwolić dostawcom na prowadzenie sprawozdawczości z wykorzystaniem danych zebranych zgodnie z innymi przepisami Unii lub przepisami krajowymi w celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego, pod warunkiem, że sprawozdawczość prowadzona jest zgodnie z wymogami określonymi w załączniku IV. Wspomniane przepisy Unii obejmują m. in. rozporządzenie Komisji (WE) nr 684/2009 z dnia 24 lipca 2009 r. w sprawie wykonania dyrektywy Rady 2008/118/WE w odniesieniu do skomputeryzowanych procedur przemieszczania wyrobów akcyzowych w procedurze zawieszenia poboru akcyzy[17], rozporządzenie Komisji (EWG) nr 2454/93 z dnia 2 lipca 1993 r. ustanawiające przepisy w celu wykonania rozporządzenia Rady (EWG) nr 2913/92 ustanawiającego Wspólnotowy Kodeks Celny[18], rozporządzenie (WE) nr 1099/2008 w sprawie statystyki energii[19], dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniającą i w następstwie uchylającą dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE[20], a także późniejsze akty wykonawcze do tej dyrektywy, decyzję Komisji 2007/589/WE z dnia 18 lipca 2007 r. ustanawiającą wytyczne dotyczące monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady[21] oraz rozporządzenie Rady (WE) nr 2964/95 wprowadzające rejestrację przywozu i dostaw ropy naftowej we Wspólnocie. Skutki finansowe W ramach oceny skutków omówiono również konkurencyjność przemysłu Unii. Wydaje się jednak, że nie przewiduje się żadnych znaczących skutków dla przedsiębiorstw (w tym rafinerii). Wynika to z faktu, że przewidywane wzrosty ceny paliwa na stacjach benzynowych są nieistotne i w zasadzie na podstawie oceny skutków przewiduje się, że wszystkie te koszty zostaną przeniesione. 2014/0286 (NLE) Wniosek DYREKTYWA RADY ustanawiająca metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych RADA UNII EUROPEJSKIEJ, uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, uwzględniając dyrektywę 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 1998 r. odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 93/12/EWG[22], w szczególności jej art. 7a ust. 5, uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej, a także mając na uwadze, co następuje: (1) Przy zastosowaniu metody obliczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i z innej energii ze źródeł niebiologicznych, która ma być określona zgodnie z art. 7a ust. 5 dyrektywy 98/70/WE, sprawozdawczość powinna być wystarczająco dokładna, aby Komisja mogła dokonać krytycznej oceny wywiązywania się przez dostawców paliwa z ich obowiązków określonych w art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE. Metoda obliczania powinna zapewniać dokładność pomiarów, uwzględniając przy tym złożoność powiązanych procedur administracyjnych. Jednocześnie powinna ona zachęcać dostawców do redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych dostarczanego przez nich paliwa. Wpływ metodyki na rafinerie w Unii wymaga również starannego rozważenia. Metoda obliczania powinna zatem opierać się na średnich wartościach intensywności emisji gazów cieplarnianych stanowiących średnią wartość w danym sektorze, która jest typowa dla określonego źródła paliwa („średnie wartości standardowe”). Zaletą takiego podejścia jest zmniejszenie obciążenia administracyjnego dla dostawców i państw członkowskich. Na tym etapie zastosowanie proponowanej metodyki nie powinno wymagać rozróżnienia intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliwa w zależności od źródła surowca, gdyż miałoby to wpływ na bieżące inwestycje w niektórych rafineriach w Unii. (2) W kontekście art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy w jak największym stopniu zminimalizować wymogi w zakresie sprawozdawczości w odniesieniu do dostawców paliwa będących małymi i średnimi przedsiębiorstwami (MŚP) w rozumieniu zalecenia Komisji 2003/61. Podobnie nie należy wymagać od importerów benzyny i oleju napędowego, które są rafinowane poza granicami UE, dostarczania szczegółowych informacji dotyczących źródeł ropy naftowej stosowanej do produkcji tych paliw, gdyż informacje takie mogą być niedostępne lub trudne do zdobycia. (3) W celu zachęcania do dalszej redukcji emisji gazów cieplarnianych należy włączyć do obliczenia emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia dla danego dostawcy zgłoszone ograniczenia pochodzące z redukcji emisji w segmencie wydobywczym, w tym ze spalania na pochodniach i uwalniania gazów do atmosfery. Aby ułatwić dostawcom paliwa zgłaszanie ograniczania emisji w segmencie wydobywczym, należy zezwolić na stosowanie różnych systemów emisji do obliczania i certyfikacji redukcji emisji. Kwalifikowalne powinny być wyłącznie te projekty redukcji emisji w segmencie wydobywczym, które rozpoczynają się po dniu ustanowienia normy podstawowej określonym w art. 7a ust. 5 lit. b), tj. po dniu 1 stycznia 2011 r. (4) Średnie ważone wartości standardowych emisji gazów cieplarnianych zapewniają prostą metodę, dzięki której dostawcy paliwa mogą określić zawartość gazów cieplarnianych w dostarczanym przez nich paliwie. Wartości takie w odniesieniu do rodzajów unijnej ropy naftowej są zawarte między innymi w sprawozdaniu „Well to wheel” (wersja 4) sporządzonym przez konsorcjum JEC, w badaniach zleconych przez Komisję Europejską dr A. Brandtowi dotyczących naturalnego asfaltu i łupków bitumicznych oraz w pracy sporządzonej na rzecz Komisji Europejskiej przez International Council on Clean Transportation, dotyczącej emisji w segmencie wydobywczym w kontekście „estymatora emisji gazów cieplarnianych przy produkcji ropy” w związku z ropą naftową wykorzystywaną w UE. (5) Redukcję emisji gazów cieplarnianych związaną z emisjami w segmencie wydobywczym ropy i gazu należy szacować i zatwierdzać zgodnie z zasadami i normami określonymi w normach międzynarodowych, w szczególności w normach ISO 14064, ISO 14065 i ISO 14066. (6) W art. 7a ust. 5 lit. b) dyrektywy 98/70/WE wymaga się ustanowienia metodyki służącej określeniu zagregowanej intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliw pochodzenia niebiologicznego stosowanych w Unii w 2010 r. („podstawowa norma dla paliw”). Podstawowa norma powinna opierać się na ilości oleju napędowego, benzyny, oleju napędowego przeznaczonego do stosowania w maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach, gazu płynnego (LPG) i sprężonego gazu ziemnego przy zastosowaniu danych zgłoszonych oficjalnie do celów Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu w 2010 r. Podstawowa norma dla paliw nie powinna być odpowiednikiem kopalnym stosowanym do obliczania ograniczenia emisji gazów cieplarnianych z biopaliw, który powinien pozostać taki jak określono w załączniku IV do dyrektywy 98/70/WE. (7) W związku z tym, że skład stosownej mieszanki paliw kopalnych zmienia się corocznie w niewielkim stopniu, zagregowane odchylenie intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliw kopalnych z roku na rok również będzie niewielkie. Ustanawiając podstawową normę dla paliw, należy zatem oprzeć się na danych dotyczących średniego zużycia w Unii w 2010 r. zgłoszonych przez państwa członkowskie do celów Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu. (8) Podstawowa norma dla paliw z 2010 r. powinna odzwierciedlać średnią intensywność emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym oraz średnią złożoną intensywność gazów cieplarnianych pochodzących z paliw kopalnych na poziomie rafinerii. Podstawową normę należy zatem obliczać z zastosowaniem odpowiednich wartości standardowych dla paliw. Wartość podstawowej normy emisji dla paliw powinna pozostać niezmieniona przez okres do 2020 r. w celu zapewnienia dostawcom paliwa pewności regulacyjnej w odniesieniu do ich obowiązków w zakresie redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych z dostarczanych przez nich paliw. (9) Art. 7a ust. 5 lit. d) dyrektywy 98/70/WE przewiduje przyjęcie metodyki obliczania wkładu elektrycznych pojazdów drogowych. Zgodnie z tym artykułem metodyka taka powinna być zgodna z art. 3 ust. 4 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE[23]. W celu zapewnienia takiej zgodności ten sam współczynnik dostosowania należy zastosować w odniesieniu do wydajności mechanizmu napędowego. (10) Energia elektryczna dostarczana do wykorzystania w pojazdach drogowych może być przedmiotem sprawozdawczości ze strony dostawców w ramach ich corocznych sprawozdań przedkładanych państwom członkowskim zgodnie z art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE. W celu ograniczenia kosztów administracyjnych metodyka stosowana do celów sprawozdawczości dostawcy powinna opierać się na danych szacunkowych, a nie na faktycznych pomiarach zużycia energii elektrycznej w elektrycznych pojazdach drogowych lub motocyklach. (11) W przypadkach, w których przetwarzanie biopaliwa i paliwa kopalnego odbywa się podczas tego samego procesu, należy przyjąć szczegółowe podejście do szacowania ilości i intensywności emisji gazów cieplarnianych z biopaliw. Wymaga to szczególnej metody, gdyż uzyskana ilość biopaliwa nie jest mierzalna, np. podczas wspólnej hydrorafinacji olejów roślinnych z paliwem kopalnym. Art. 7d ust. 1 dyrektywy 98/70/WE stanowi, że emisje gazów cieplarnianych w całym cyklu życia, do celów art. 7a i art. 7b ust. 2 tej dyrektywy, należy obliczać z zastosowaniem tej samej metodyki. W związku z tym certyfikacja emisji gazów cieplarnianych w ramach uznanych dobrowolnych systemów do celów art. 7a jest równoważna z certyfikacją do celów art. 7b ust. 2 dyrektywy 98/70/WE. (12) Wymaganą sprawozdawczość dostawcy ustanowioną art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy uzupełnić o zharmonizowany format i zharmonizowane definicje danych objętych sprawozdawczością. Harmonizacja definicji danych jest konieczna w celu właściwego przeprowadzania obliczeń intensywności emisji gazów cieplarnianych w powiązaniu z obowiązkami indywidualnego dostawcy w zakresie sprawozdawczości, gdyż dane te stanowią kluczowy wkład do metody zharmonizowanej zgodnie z art. 7a ust. 5 lit. a) dyrektywy 98/70/WE. Dane te obejmują dane identyfikacyjne dostawcy, ilość paliwa lub energii wprowadzoną do obrotu i rodzaj paliwa lub energii wprowadzony do obrotu. (13) Wymaganą sprawozdawczość dostawcy ustanowioną art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy uzupełnić o zharmonizowane wymogi w zakresie sprawozdawczości, format sprawozdawczości i definicje odnoszące się do państwa członkowskiego przedkładającego Komisji sprawozdania dotyczące poziomu emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw wykorzystywanych w Unii. Wspominanie wymogi w zakresie sprawozdawczości umożliwią w szczególności aktualizację odpowiednika kopalnego określonego w części C pkt 19 załącznika IV do dyrektywy 98/70/WE, z kolei część C pkt 19 załącznika V do dyrektywy 2009/28/WE ułatwi sprawozdawczość wymaganą zgodnie z art. 8 ust. 3 i art. 9 ust. 2 dyrektywy 98/70/WE oraz dostosowanie metody obliczania do postępu technicznego i naukowego w celu zapewnienia osiągnięcia jej zamierzonego celu. Dane te obejmują ilość paliwa lub energii wprowadzoną do obrotu oraz rodzaj paliwa lub energii, miejsce zakupu i pochodzenie paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu. (14) Państwa członkowskie powinny zezwolić dostawcom na wypełnianie ich obowiązków w zakresie sprawozdawczości w oparciu o dane równoważne zbierane zgodnie z innymi przepisami Unii lub przepisami krajowymi w celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego, pod warunkiem, że sprawozdawczość prowadzona jest zgodnie z wymogami określonymi w załączniku IV i z definicjami określonymi w załącznikach I i III. (15) W celu ułatwienia sprawozdawczości grupom dostawców zgodnie z art. 7a ust. 4 dyrektywy 98/70/WE przepisy art. 7a ust. 5 lit. c) tej dyrektywy pozwalają na ustanowienie wszelkich koniecznych przepisów. Ułatwianie takiej sprawozdawczości jest pożądane w celu uniknięcia zakłócenia fizycznego przemieszczania paliw, ponieważ różni dostawcy wprowadzają do obrotu różne paliwa w różnych proporcjach i z tego powodu mogą być zmuszeni do angażowania różnych poziomów zasobów, aby osiągnąć cel redukcji emisji gazów cieplarnianych. Konieczne jest zatem zharmonizowanie definicji danych identyfikacyjnych dostawcy, ilości paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu, rodzaju paliwa lub energii, miejsca zakupu i pochodzenia paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu. Ponadto, aby unikać podwójnego liczenia w przypadku wspólnej transgranicznej sprawozdawczości dostawców, należy zharmonizować sprawozdawczość państw członkowskich do Komisji tak, aby wszystkie zainteresowane organy państw członkowskich miały dostęp do wymaganych informacji dotyczących każdego dostawcy tworzącego grupę składającą się z co najmniej dwóch dostawców z co najmniej jednego państwa członkowskiego. (16) Zgodnie z art. 8 ust. 3 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie składają corocznie sprawozdanie zawierające krajowe dane o jakości paliwa za poprzedni rok, sporządzone zgodnie z formatem określonym w decyzji Komisji 2002/159/WE z dnia 18 lutego 2002 r.[24]. W celu uwzględnienia zmian wprowadzonych do dyrektywy 98/70/WE dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE[25] i późniejszych dodatkowych obowiązków państw członkowskich w zakresie sprawozdawczości, aby zapewnić skuteczność i harmonizację konieczne jest wyjaśnienie, które informacje objęte wymogami w zakresie sprawozdawczości dotyczącej danych na temat jakości paliwa ustanowionymi w art. 8 dyrektywy 98/70/WE powinny podlegać sprawozdawczości, konieczne jest także określenie formatu przedstawiania danych przez dostawców i państwa członkowskie. (17) Dnia 23 lutego 2012 r. Komisja przedstawiła projekt środka Komitetowi ustanowionemu dyrektywą 98/70/WE. Komitet nie był w stanie przyjąć opinii wymaganą większością kwalifikowaną i w związku z tym Komisja przedstawia Radzie wniosek zgodnie z art. 5a ust. 4 decyzji Rady 2006/512/WE, PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DYREKTYWĘ: Artykuł 1 Zakres stosowania Niniejsza dyrektywa ma zastosowanie do paliw stosowanych do napędzania pojazdów drogowych i maszyn jezdnych nieporuszających się po drogach (w tym statków żeglugi śródlądowej, gdy nie znajdują się na morzu), ciągników rolniczych i ciągników do prac leśnych oraz rekreacyjnych jednostek pływających, gdy nie znajdują się na morzu, a także do energii elektrycznej przeznaczonej do stosowania w pojazdach drogowych. Artykuł 2 Definicje Do celów niniejszej dyrektywy i w uzupełnieniu definicji zawartych już w dyrektywie 98/70/WE stosuje się następujące definicje: 1) „emisje w segmencie wydobywczym” oznaczają wszelkie emisje gazów cieplarnianych występujące przed wprowadzeniem surowca do rafinerii lub zakładu przetwórczego, w których wyprodukowano paliwo, jak określono w załączniku I; 2) „surowiec asfaltu naturalnego” oznacza każde źródło surowca rafineryjnego: – którego gęstość mierzona w stopniach Amerykańskiego Instytutu Naftowego wynosi najwyżej 10 stopni, gdy znajduje się w złożu w miejscu wydobycia, zgodnie z metodą badawczą Amerykańskiego Stowarzyszenia Badań i Materiałów (ASTM)[26] D287; – którego roczna średnia lepkość w temperaturze złoża jest większa niż lepkość obliczona na podstawie równania: lepkość (wyrażona w centypuazach) = 518,98e-0,038T; gdzie T oznacza temperaturę wyrażoną w stopniach Celsjusza; – które wchodzi w zakres definicji piasków bitumicznych objętych kodem CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87[27]; – w przypadku którego wydobycie surowca odbywa się przy użyciu technik wydobycia górniczego lub termicznych metod intensyfikacji wydobycia, w których energia cieplna pochodzi głównie z innych źródeł niż samo źródło surowca; 3) „surowiec łupku bitumicznego” oznacza każde źródło surowca rafineryjnego znajdujące się w formacji skalnej, zawierające kerogen w formie stałej i wchodzące w zakres definicji łupków bitumicznych objętych kodem CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/8727. Wydobycie surowca ze źródła odbywa się przy użyciu technik wydobycia górniczego lub termicznych metod intensyfikacji wydobycia; 4) „konwencjonalna ropa naftowa” oznacza każdy surowiec rafineryjny, którego gęstość mierzona w stopniach Amerykańskiego Instytutu Naftowego wynosi powyżej 10 stopni, gdy znajduje się w złożu w miejscu wydobycia, zgodnie z metodą badawczą ASTM D287, i który nie wchodzi w zakres definicji odpowiadającej kodowi CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/8727. Artykuł 3 Metodyka obliczania intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z dostarczanych paliw i energii innych niż biopaliwa oraz prowadzenia sprawozdawczości przez dostawców paliw 1. Do celów art. 7a ust. 2 państwa członkowskie zapewniają stosowanie przez dostawców paliw metodyki określonej w załączniku I w celu określenia intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z dostarczanych przez nich paliw. 2. Do celów art. 7a ust. 1 akapit drugi i art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie wymagają od dostawców przedstawania w ich sprawozdawczości danych z zastosowaniem definicji i metodyki obliczania określonych w załączniku I do niniejszej dyrektywy. Dane przedkładane są corocznie przy zastosowaniu wzoru określonego w załączniku IV do niniejszej dyrektywy. 3. Państwa członkowskie stosują uproszczoną metodykę określoną w załączniku I do niniejszej dyrektywy w odniesieniu do dostawców paliwa będących małymi i średnimi przedsiębiorstwami. Artykuł 4 Obliczanie podstawowej normy dla paliw i redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych Do celów weryfikacji przestrzegania przez dostawców paliwa ich obowiązków wynikających z art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie wymagają od dostawców porównywania osiągniętej przez nich redukcji emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia paliw i energii elektrycznej z podstawową normą dla paliw określoną w załączniku II do niniejszej dyrektywy. Artykuł 5 Sprawozdawczość państw członkowskich 1. Przedkładając Komisji sprawozdania zgodnie z art. 8 ust. 3 dyrektywy 98/70/WE, państwa członkowskie dostarczają Komisji dane związane ze zgodnością z przepisami art. 7a wspomnianej dyrektywy, jak określono w załączniku III do niniejszej dyrektywy. 2. Państwa członkowskie stosują narzędzia ReportNet Europejskiej Agencji Środowiska udostępnione zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009[28] w celu zgłaszania danych określonych w załączniku III do niniejszej dyrektywy. Państwa członkowskie przesyłają dane za pośrednictwem elektronicznego transferu danych do centralnej bazy danych zarządzanej przez Europejską Agencję Środowiska, przy zastosowaniu wzoru przygotowanego na podstawie załącznika IV i w nim zawartego. 3. Dane dostarcza się corocznie w formie określonej w załączniku IV. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o dacie transmisji i podają nazwę wyznaczonego do kontaktów właściwego organu odpowiedzialnego za weryfikację danych i ich przekazywanie do Komisji. Artykuł 6 Kary Państwa członkowskie ustanawiają przepisy dotyczące kar mających zastosowanie w przypadku naruszenia przepisów krajowych przyjętych na podstawie niniejszej dyrektywy i podejmują wszelkie niezbędne środki w celu zapewnienia ich wykonania. Przewidziane kary muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o tych przepisach najpóźniej do dnia [dwanaście miesięcy od przyjęcia] oraz niezwłocznie powiadamiają ją o wszelkich późniejszych zmianach mających wpływ na te przepisy. Artykuł 7 Transpozycja 1. Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy najpóźniej do dnia [dwanaście miesięcy od przyjęcia]. Niezwłocznie przekazują Komisji tekst tych przepisów. 2. Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Metody dokonywania takiego odniesienia określane są przez państwa członkowskie. 3. Państwa członkowskie przekazują Komisji tekst podstawowych przepisów prawa krajowego przyjętych w dziedzinie objętej niniejszą dyrektywą. Artykuł 8 Wejście w życie Niniejsza dyrektywa wchodzi w życie dwudziestego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej. Artykuł 9 Niniejsza dyrektywa skierowana jest do państw członkowskich. Sporządzono w Brukseli dnia [...] r. W imieniu Rady Przewodniczący [1] Dyrektywa 2009/30/WE, Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 88. [2] Podmiot odpowiedzialny za zgłaszanie paliw lub energii elektrycznej organom odpowiedzialnym za akcyzę, np. rafineria. [3] https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp zarówno w odniesieniu do pytań jak i odpowiedzi. [4] W skład konsorcjum JEC wchodzą JRC, EUCAR i CONCAWE. W związku z tym w pracach tych uczestniczy Komisja, przemysł samochodowy UE i przemysł naftowy. 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 (Międzynarodowa Rada ds. Czystego Transportu - 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] Określonym jako nazwa handlowa surowca. Informacje na temat ropy naftowej podlegają obecnie sprawozdawczości zgodnie z rozporządzeniem Rady (WE) nr 2964/95 i raz na kwartał są przekazywane do Komisji z zastosowaniem surowych środków zapewnienia poufności nieobejmujących jednak nazwy handlowej. Wymaga się podania w sprawozdaniu „nazwy” nieopisowej. Nazwa handlowa stanowi bardziej precyzyjne określenie, jednocześnie szerzej rozpoznawalne i łatwiejsze do powiązania z emisjami gazów cieplarnianych. W związku z tym w ramach środka wykonawczego zostanie wyszczególniony wykaz nazw handlowych w odniesieniu do powszechnie stosowanej ropy naftowej. [15] Określonym jako państwo i nazwa zakładu przetwórczego. Państwa członkowskie otrzymują już tę informację w ramach stosowania przepisów prawa celnego. W szczególności art. 37 rozporządzenia (WE) nr 450/2008 umożliwia żądanie wszelkich niezbędnych informacji dotyczących kraju pochodzenia produktu. Pochodzenie produktu definiuje się jako miejsce, w którym został on poddany ostatniemu istotnemu przetworzeniu. Szczegółowe definicje odnoszące się do rodzajów przetwarzania dotyczących paliw określono w załącznikach 14 i 15 do rozporządzenia Komisji (EWG) nr 2454/93. [16] Rozporządzenie Rady (WE) nr 2964/95 wprowadzające rejestrację przywozu i dostaw ropy naftowej we Wspólnocie, Dz.U. L 310 z 22.12.1995, s. 5. [17] Dz.U. L 197 z 29.7.2009, s. 24. [18] Dz.U. L 253 z 11.10.1993, s. 1. [19] Dz.U. L 304 z 14.11.2008, s. 1. [20] Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16. [21] Dz.U. L 229 z 31.8.2007, s. 1. [22] Dz.U. L 350 z 28.12.1998, s. 58. [23] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2006, s. 16). [24] Decyzja Komisji 2002/159/WE z dnia 18 lutego 2002 r. w sprawie wspólnego formatu dokumentów zawierających zestawienie krajowych danych dotyczących jakości paliwa (Dz.U. L 53 z 23.2.2002, s. 30). [25] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 88). [26] American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml [27] Rozporządzenie Rady (EWG) nr 2658/87 z dnia 23 lipca 1987 r. w sprawie nomenklatury taryfowej i statystycznej oraz w sprawie Wspólnej Taryfy Celnej (Dz.U. L 256 z 7.9.1987, s. 1). [28] Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009 z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie Europejskiej Agencji Środowiska oraz Europejskiej Sieci Informacji i Obserwacji Środowiska (Dz.U. L 126 z 21.5.2009, s. 13). Załącznik I Metodyka obliczania intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i energii w całym cyklu życia oraz prowadzenia sprawozdawczości w tym zakresie przez dostawców paliwa Część 1 Przy obliczaniu intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i energii w odniesieniu do danego dostawcy paliwa stosuje się poniższe zasady: 1. Intensywność emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i energii wyraża się w gramach ekwiwalentu dwutlenku węgla na megadżul (MJ) paliwa (gCO2eq/MJ). 2. Gazy cieplarniane uwzględniane do celów obliczenia intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliwa to dwutlenek węgla (CO2), tlenek diazotu (N2O) i metan (CH4). Do celów obliczania ekwiwalencji CO2 emisje tych gazów przybierają w odniesieniu do emisji ekwiwalentu CO2 następujące wartości: CO2: 1; CH4: 25; N2O: 298. 3. Przy obliczaniu emisji gazów cieplarnianych nie uwzględnia się emisji pochodzących z produkcji maszyn i urządzeń stosowanych przy wydobyciu, wytwarzaniu, rafinacji i wykorzystywaniu paliw kopalnych. 4. Intensywność emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia pochodzących z dostarczanych paliw w odniesieniu do danego dostawcy paliwa oblicza się według następującego wzoru: Intensywność emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do danego dostawcy (#) = gdzie: a) „#” oznacza dane identyfikacyjne dostawcy (osoby zobowiązanej do zapłaty akcyzy) określone w rozporządzeniu (WE) nr 684/2009 jako numer akcyzowy podmiotu (numer akcyzowy SEED lub numer identyfikacyjny VAT w tabeli 1 pkt 5 lit. a) w załączniku I do tego rozporządzenia w przypadku kodów rodzaju miejsca przeznaczenia 1, 2, 3, 4, 5 i 8), który jest również podmiotem zobowiązanym do zapłaty akcyzy zgodnie z art. 8 dyrektywy Rady 2008/118/WE w momencie, gdy akcyza staje się wymagalna zgodnie z art. 7 ust. 2 dyrektywy 2008/118/WE. Jeżeli takie dane identyfikacyjne nie są dostępne, państwa członkowskie zapewniają ustanowienie równoważnych środków identyfikacyjnych zgodnie z krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy; b) „x” oznacza rodzaje paliwa i energii objęte zakresem niniejszej dyrektywy, jak określono w tabeli 1 pkt 17 lit. c) w załączniku I do rozporządzenia (WE) nr 684/2009. Jeżeli dane te nie są dostępne, państwa członkowskie zbierają dane równoważne zgodnie z przyjętym krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy; c) „MJx” oznacza całkowitą dostarczoną energię przeliczoną w oparciu o ujęte w sprawozdaniu ilości paliwa „x” i wyrażoną w megadżulach. Oblicza się ją jak opisano poniżej. Ilość każdego paliwa według rodzaju paliwa otrzymuje się z danych ujętych w sprawozdaniu zgodnie z tabelą 1 pkt 17 lit. d), f) i o) w załączniku I do rozporządzenia (WE) nr 684/2009. Ilości biopaliwa przelicza się na ich zawartość energetyczną określoną na podstawie wartości opałowej dolnej zgodnie z gęstościami energii określonymi w załączniku III do dyrektywy 2009/28/WE[1]. Ilości paliw innych niż biopaliwa przelicza się na ich zawartość energetyczną określoną na podstawie wartości opałowej dolnej zgodnie z gęstościami energii określonymi w załączniku 1 do sprawozdania Well-to-tank sporządzonego przez JEC[2]. Jednoczesne wspólne przetwarzanie paliw kopalnych i biopaliw Przetwarzanie obejmuje wszelkie modyfikacje dokonywane podczas całego cyklu życia dostarczonego paliwa lub dostarczonej energii, powodujące zmianę w strukturze molekularnej produktu. Dodanie denaturantu nie wchodzi w zakres takiego przetwarzania. Ilość biopaliw przetwarzanych wspólnie z paliwami pochodzenia niebiologicznego odzwierciedla stan biopaliwa po przetworzeniu. Ilość energii pochodzącej z biopaliwa po jego przetworzeniu otrzymuje się zgodnie z bilansem energetycznym i wydajnością procesu wspólnego przetwarzania jak określono w pkt 17 załącznika IV do dyrektywy 98/70/WE. W przypadku mieszania wielu biopaliw z paliwami kopalnymi dostawcy uwzględniają w obliczeniu i ujmują w sprawozdaniu do państw członkowskich ilość i rodzaj każdego biopaliwa. Ilość dostarczonego biopaliwa, które nie spełnia wymogów art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE, należy liczyć jako paliwo kopalne. Do celów art. 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 443/2009[3] mieszankę benzyny z etanolem (E85) oblicza się jako oddzielne paliwo. Jeżeli dane dotyczące ilości nie są zbierane zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 684/2009, państwa członkowskie zbierają dane równoważne zgodnie z krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy. Ilość zużytej energii elektrycznej Jest to ilość energii elektrycznej zużytej w pojazdach drogowych lub motocyklach, w przypadku gdy dostawca energii ujmuje tę ilość w sprawozdaniu do odpowiedniego organu państwa członkowskiego zgodnie z następującym wzorem: Zużyta energia elektryczna = przebyty dystans (km) x wydajność zużycia energii elektrycznej (MJ/km); d) UER (upstream emission reduction; redukcja emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym) „UER” oznacza redukcję emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym zgłoszoną przez dostawcę paliw, mierzoną w gCO2eq, jeżeli jest określona ilościowo i ujęta w sprawozdawczości zgodnie z określonymi niżej wymogami. Kwalifikowalność Dobrowolna redukcja emisji gazów cieplarnianych w miejscach produkcji i wydobycia ropy i gazu ma zastosowanie wyłącznie w odniesieniu do części wartości standardowych dla benzyny, oleju napędowego, sprężonego gazu ziemnego lub gazu płynnego (LPG) pochodzącej z segmentu wydobywczego. W odniesieniu do segmentu wydobywczego redukcję emisji gazów cieplarnianych pochodzących z któregokolwiek państwa można obliczyć jako redukcję emisji gazów cieplarnianych względem paliw pochodzących z jakiegokolwiek źródła surowców dostarczanych przez jakiegokolwiek dostawcę paliwa. Redukcję emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym oblicza się wyłącznie, jeżeli jest ona związana z projektami, które rozpoczęły się po dniu 1 stycznia 2011 r. Nie jest konieczne udowadnianie, że redukcja emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym nie miałaby miejsca bez wymogu w zakresie sprawozdawczości określonego w art. 7a. Obliczanie Szacowanie i zatwierdzanie redukcji emisji gazów cieplarnianych związanej z emisją w segmencie wydobywczym ropy i gazu będzie się odbywać zgodnie z zasadami i normami określonymi w normach międzynarodowych, w szczególności ISO 14064, ISO 14065 i ISO 14066. Redukcja emisji w segmencie wydobywczym oraz emisje na poziomie bazowym są objęte monitorowaniem, sprawozdawczością i weryfikacją zgodnie z normą ISO 14064 i dostarczają wyników o równoważnym stopniu wiarygodności co rozporządzenia (UE) nr 600/2012 i 601/2012. Weryfikacja metod szacowania redukcji emisji w segmencie wydobywczym musi odbywać się zgodnie z normą ISO 14064-3, a organizacja przeprowadzająca tę weryfikację musi być akredytowana zgodnie z normą ISO 14065; e) „GHGix” (greenhouse gas intensity of x) to jednostka intensywności emisji gazów cieplarnianych paliwa „x” wyrażona w gCO2eq/MJ. Dostawcy paliwa definiują jednostkę intensywności każdego paliwa jak następuje: intensywność emisji gazów cieplarnianych z paliw pochodzenia niebiologicznego oznacza „ważoną jednostkę intensywności emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia” w podziale na rodzaje paliwa określoną w ostatniej kolumnie tabeli w część 2 pkt 5 niniejszego załącznika. Energię elektryczną oblicza się zgodnie z częścią 2 pkt 6 poniżej. Intensywność emisji gazów cieplarnianych z biopaliw Intensywność emisji gazów cieplarnianych z biopaliw spełniających wymogi art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE oblicza się zgodnie z art. 7d tej dyrektywy. W przypadku gdy dane dotyczące emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia pochodzących z biopaliw otrzymano zgodnie z umową lub systemem będącymi przedmiotem decyzji na podstawie art. 7c ust. 4 dyrektywy 98/70/WE, obejmującymi postanowienia zgodne z przepisami art. 7b ust. 2 tej dyrektywy, dane te są również stosowane w celu ustalenia intensywności emisji gazów cieplarnianych z biopaliw zgodnie z art. 7b ust. 1 tej dyrektywy. Intensywność emisji gazów cieplarnianych pochodzących z biopaliw niespełniających wymogów art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE jest równa intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z odpowiedniego paliwa kopalnego otrzymanego z konwencjonalnej ropy lub konwencjonalnego gazu. Jednoczesne wspólne przetwarzanie paliw pochodzenia niebiologicznego i biopaliw Intensywność emisji gazów cieplarnianych pochodzących z biopaliw przetwarzanych wspólnie z paliwami kopalnymi odzwierciedla stan biopaliwa po przetworzeniu. f) „AF” (adjustment factor; czynnik dostosowania) stanowi czynnik dostosowania w odniesieniu do wydajności mechanizmu napędowego: Przeważająca technologia przekształcenia || Współczynnik wydajności Silnik spalinowy wewnętrznego spalania || 1 Elektryczny mechanizm napędowy o napędzie akumulatorowym || 0,4 Elektryczny mechanizm napędowy o napędzie w postaci wodorowego ogniwa paliwowego || 0,4 Część 2: Sprawozdawczość prowadzona przez dostawców paliwa (1) Redukcja emisji w segmencie wydobywczym Aby redukcja emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym była kwalifikowalna do celów niniejszej metodyki, dostawcy paliw ujmują w sprawozdaniu dla organów wyznaczonych przez państwa członkowskie następujące informacje: (i) datę rozpoczęcia projektu, która musi być późniejsza niż dzień 1 stycznia 2011 r.; (ii) roczna redukcja emisji wyrażona w gCO2eq; (iii) okres, w którym zgłoszona redukcja emisji miała miejsce; (iv) lokalizację projektu najbliżej źródła emisji wyrażoną we współrzędnych szerokości i długości geograficznej w stopniach do czwartego miejsca po przecinku; (v) poziom bazowy emisji rocznych przed zastosowaniem środków redukcji emisji i roczne emisje po wdrożeniu tych środków, wyrażone w gCO2eq/MJ produkowanego surowca; (vi) jednorazowy numer certyfikatu jednoznacznie identyfikujący system i zgłoszoną redukcję emisji gazów cieplarnianych; (vii) jednorazowy numer jednoznacznie identyfikujący metodę obliczania i powiązany system; (viii) jeżeli projekt odnosi się do wydobycia ropy, średni roczny historyczny i odnoszący się do roku sprawozdawczego współczynnik gazu do ropy w roztworze, ciśnienie w złożu, głębokość i tempo produkcji ropy naftowej w szybie naftowym. (2) Pochodzenie „Pochodzenie” oznacza nazwę handlową surowca wymienioną w części 2 pkt 7 niniejszego załącznika, jednak wyłącznie w przypadkach, w których dostawcy paliwa posiadają niezbędne informacje z uwagi na to, że (i) są osobą lub przedsiębiorstwem, która lub które przywozi ropę naftową z państw trzecich lub otrzymuje dostawę ropy naftowej z innego państwa członkowskiego zgodnie z art. 1 rozporządzenia Rady (WE) nr 2964/95; lub (ii) uzgodnili z innymi dostawcami paliwa mechanizm wspólnych informacji. We wszelkich pozostałych przypadkach pochodzenie odnosi się do tego, czy paliwo pochodzi z UE czy spoza UE. Informacje, które dostawcy paliwa zebrali i ujęli w sprawozdaniu dla państw członkowskich dotyczące pochodzenia paliw są poufne, nie stanowi to jednak zakazu publikacji przez Komisję ogólnych informacji lub informacji w formie podsumowania, które nie zawierają szczegółów związanych z poszczególnymi przedsiębiorstwami. W odniesieniu do biopaliw pochodzenie oznacza ścieżkę produkcji biopaliwa określoną w załączniku IV do dyrektywy 98/70/WE. Jeżeli wykorzystuje się wiele surowców, należy przedstawić ilość produktu końcowego w tonach metrycznych w podziale na rodzaje każdego surowca produkowanego w odpowiednim zakładzie przetwórczym podczas roku sprawozdawczego. (3) Miejsce zakupu „Miejsce zakupu” oznacza państwo i nazwę zakładu przetwórczego, w którym paliwo lub energia przeszły ostatnią istotną zmianę, stosowane do nadawania pochodzenia zgodnie z rozporządzeniem Komisji (EWG) nr 2454/93. (4) Małe i średnie przedsiębiorstwa W drodze odstępstwa na rzecz dostawców paliwa będących małymi i średnimi przedsiębiorstwami „pochodzenie” i „miejsce zakupu” określa się odpowiednio jako UE lub poza UE, niezależnie od tego, czy przywożą oni ropę naftową czy dostarczają olej naftowy i ropę pozyskane z materiałów bitumicznych. (5) Średnie wartości standardowe emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia w odniesieniu do paliw innych niż biopaliwa i energii elektrycznej w 2010 r. Źródło surowca i proces || Rodzaj paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu || Jednostka intensywności emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia (gCO2eq/MJ) || Ważona jednostka intensywności emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia (gCO2eq/MJ) Konwencjonalna ropa naftowa || Benzyna || 93,2 || 93,3 Kondensat gazu ziemnego || 94,3 Paliwo płynne z węgla || 172 Naturalny asfalt || 107 Łupki bitumiczne || 131,3 || Konwencjonalna ropa naftowa || Olej napędowy || 95 || 95,1 Kondensat gazu ziemnego || 94,3 Paliwo płynne z węgla || 172 Naturalny asfalt || 108,5 Łupki bitumiczne || 133,7 || Jakiekolwiek źródła kopalne || Gaz płynny (LPG) w silniku o zapłonie iskrowym || 73,6 || 73,6 Gaz ziemny, mieszanka UE || Gaz sprężony w silniku o zapłonie iskrowym || 69,3 || 69,3 Gaz ziemny, mieszanka UE || Gaz skroplony w silniku o zapłonie iskrowym || 74,5 || 74,5 Reakcja Sabatiera w przypadku wodoru pozyskiwanego w procesie elektrolizy z udziałem energii z niebiologicznych źródeł odnawialnych || Sprężony metan syntetyczny w silniku o zapłonie iskrowym || 3,3 || 3,3 Gaz ziemny uzyskany w procesie reformingu parowego || Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym || 104,3 || 104,3 Elektroliza całkowicie zasilana energią z niebiologicznych źródeł odnawialnych || Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym || 9,1 || 9,1 Węgiel || Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym || 234,4 || 234,4 Węgiel przy wychwytywaniu i składowaniu dwutlenku węgla z emisji przetwarzania || Wodór w wodorowym ogniwie paliwowym || 52,7 || 52,7 Odpady z tworzyw sztucznych pochodzące z surowców kopalnych || Benzyna lub olej napędowy || 86 || 86 (6) Energia elektryczna W odniesieniu do sprawozdawczości dostawców energii elektrycznej wykorzystywanej w pojazdach elektrycznych i motocyklach państwa członkowskie powinny prowadzić obliczenia średnich krajowych wartości standardowych w całym cyklu życia zgodnie z odpowiednimi normami międzynarodowymi. Państwa członkowskie mogą również zezwolić swoim dostawcom na określenie wartości jednostek intensywności emisji gazów cieplarnianych (gCO2eq/MJ) w odniesieniu do energii elektrycznej w oparciu o dane zawarte w sprawozdawczości państw członkowskich na podstawie: (i) rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1099/2008 z dnia 22 października 2008 r. w sprawie statystyki energii lub (ii) rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 w sprawie mechanizmu monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz zgłaszania innych informacji na poziomie krajowym i unijnym, mających znaczenie dla zmiany klimatu, lub (iii) rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) nr 666/2014 ustanawiającego wymogi materialne dotyczące unijnego systemu wykazów i uwzględniające zmiany współczynników ocieplenia globalnego oraz uzgodnione na szczeblu międzynarodowym wytyczne na podstawie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady(UE) nr 525/2013. (7) Nazwa handlowa surowca Państwo || Nazwa handlowa surowca || Gęstość API || Siarka (ułamek masowy) Abu Zabi || Al Bunduq || 38,5 || 1,1 Abu Zabi || Mubarraz || 38,1 || 0,9 Abu Zabi || Murban || 40,5 || 0,8 Abu Zabi || Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) || 40,6 || 1 Abu Zabi || Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) || 37,4 || 1,5 Abu Zabi || Arzanah || 44 || 0 Abu Zabi || Abu Al Bu Khoosh || 31,6 || 2 Abu Zabi || Murban Bottoms || 21,4 || brak danych Abu Zabi || Top Murban || 21 || brak danych Abu Zabi || Upper Zakum || 34,4 || 1,7 Algieria || Arzew || 44,3 || 0,1 Algieria || Hassi Messaoud || 42,8 || 0,2 Algieria || Zarzaitine || 43 || 0,1 Algieria || Algerian || 44 || 0,1 Algieria || Skikda || 44,3 || 0,1 Algieria || Saharan Blend || 45,5 || 0,1 Algieria || Hassi Ramal || 60 || 0,1 Algieria || Algerian Condensate || 64,5 || brak danych Algieria || Algerian Mix || 45,6 || 0,2 Algieria || Algerian Condensate (Arzew) || 65,8 || 0 Algieria || Algerian Condensate (Bejaia) || 65,0 || 0 Algieria || Top Algerian || 24,6 || brak danych 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 || brak danych Angola || Cavala-1 || 42,3 || brak danych Angola || Sulele (South-1) || 38,7 || brak danych Angola || Palanca || 40 || 0,14 Angola || Malongo (North) || 30 || brak danych Angola || Malongo (South) || 25 || brak danych Angola || Nemba || 38,5 || 0 Angola || Girassol || 31,3 || brak danych Angola || Kuito || 20 || brak danych Angola || Hungo || 28,8 || brak danych 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 Argentyna || Tierra del Fuego || 42,4 || brak danych Argentyna || Santa Cruz || 26,9 || brak danych Argentyna || Escalante || 24 || 0,2 Argentyna || Canadon Seco || 27 || 0,2 Argentyna || Hidra || 51,7 || 0,05 Argentyna || Medanito || 34,93 || 0,48 Armenia || Armenian Miscellaneous || brak danych || brak danych Australia || Jabiru || 42,3 || 0,03 Australia || Kooroopa (Jurassic) || 42 || brak danych Australia || Talgeberry (Jurassic) || 43 || brak danych Australia || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || brak danych Australia || Woodside Condensate || 51,8 || brak danych Australia || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || brak danych Australia || Harriet || 38 || brak danych Australia || Skua-3 (Challis Field) || 43 || brak danych 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 || brak danych Australia || Cossack || 48,2 || 0,04 Australia || Elang || 56,2 || brak danych Australia || Enfield || 21,7 || 0,13 Australia || Gippsland (Bass Strait) || 45,4 || 0,1 Azerbejdżan || Azeri Light || 34,8 || 0,15 Bahrajn || Bahrain Miscellaneous || brak danych || brak danych Białoruś || Belarus Miscellaneous || brak danych || brak danych Benin || Seme || 22,6 || 0,5 Benin || Benin Miscellaneous || brak danych || brak danych Belize || Belize Light Crude || 40 || brak danych Belize || Belize Miscellaneous || brak danych || brak danych Boliwia || Bolivian Condensate || 58,8 || 0,1 Brazylia || Garoupa || 30,5 || 0,1 Brazylia || Sergipano || 25,1 || 0,4 Brazylia || Campos Basin || 20 || brak danych Brazylia || Urucu (Upper Amazon) || 42 || brak danych Brazylia || Marlim || 20 || brak danych Brazylia || Brazil Polvo || 19,6 || 1,14 Brazylia || Roncador || 28,3 || 0,58 Brazylia || Roncador Heavy || 18 || brak danych Brazylia || 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 || brak danych Brunei || Champion Export || 23,9 || 0,12 Kamerun || Kole Marine Blend || 34,9 || 0,3 Kamerun || Lokele || 21,5 || 0,5 Kamerun || Moudi Light || 40 || brak danych Kamerun || Moudi Heavy || 21,3 || brak danych Kamerun || Ebome || 32,1 || 0,35 Kamerun || Cameroon Miscellaneous || brak danych || brak danych Kanada || Peace River Light || 41 || brak danych Kanada || Peace River Medium || 33 || brak danych Kanada || Peace River Heavy || 23 || brak danych Kanada || Manyberries || 36,5 || brak danych Kanada || Rainbow Light and Medium || 40,7 || brak danych Kanada || Pembina || 33 || brak danych Kanada || Bells Hill Lake || 32 || brak danych Kanada || Fosterton Condensate || 63 || brak danych Kanada || Rangeland Condensate || 67,3 || brak danych Kanada || Redwater || 35 || brak danych Kanada || Lloydminster || 20,7 || 2,8 Kanada || Wainwright- Kinsella || 23,1 || 2,3 Kanada || Bow River Heavy || 26,7 || 2,4 Kanada || Fosterton || 21,4 || 3 Kanada || Smiley-Coleville || 22,5 || 2,2 Kanada || Midale || 29 || 2,4 Kanada || Milk River Pipeline || 36 || 1,4 Kanada || Ipl-Mix Sweet || 40 || 0,2 Kanada || Ipl-Mix Sour || 38 || 0,5 Kanada || Ipl Condensate || 55 || 0,3 Kanada || Aurora Light || 39,5 || 0,4 Kanada || Aurora Condensate || 65 || 0,3 Kanada || Reagan Field || 35 || 0,2 Kanada || Synthetic Canada || 30,3 || 1,7 Kanada || Cold Lake || 13,2 || 4,1 Kanada || Cold Lake Blend || 26,9 || 3 Kanada || Canadian Federated || 39,4 || 0,3 Kanada || Chauvin || 22 || 2,7 Kanada || Gcos || 23 || brak danych Kanada || Gulf Alberta L & M || 35,1 || 1 Kanada || Light Sour Blend || 35 || 1,2 Kanada || Lloyd Blend || 22 || 2,8 Kanada || Peace River Condensate || 54,9 || brak danych Kanada || Sarnium Condensate || 57,7 || brak danych Kanada || Saskatchewan Light || 32,9 || brak danych Kanada || Sweet Mixed Blend || 38 || 0,5 Kanada || Syncrude || 32 || 0,1 Kanada || Rangeland – South L & M || 39,5 || 0,5 Kanada || Northblend Nevis || 34 || brak danych Kanada || Canadian Common Condensate || 55 || brak danych Kanada || Canadian Common || 39 || 0,3 Kanada || Waterton Condensate || 65,1 || brak danych Kanada || Panuke Condensate || 56 || brak danych Kanada || Federated Light and Medium || 39,7 || 2 Kanada || Wabasca || 23 || brak danych Kanada || Hibernia || 37,3 || 0,37 Kanada || BC Light || 40 || brak danych Kanada || Boundary || 39 || brak danych Kanada || Albian Heavy || 21 || brak danych Kanada || Koch Alberta || 34 || brak danych Kanada || Terra Nova || 32,3 || brak danych Kanada || Echo Blend || 20,6 || 3,15 Kanada || Western Canadian Blend || 19,8 || 3 Kanada || Western Canadian Select || 20,5 || 3,33 Kanada || White Rose || 31,0 || 0,31 Kanada || Access || 22 || brak danych Kanada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20,9 || brak danych Kanada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20,03 || 2,62 Kanada || Christina Lake || 20,5 || 3 Kanada || CNRL || 34 || brak danych Kanada || Husky Synthetic Blend || 31,91 || 0,11 Kanada || Premium Albian Synthetic (PAS) || 35,5 || 0,04 Kanada || Seal Heavy(SH) || 19,89 || 4,54 Kanada || Suncor Synthetic A (OSA) || 33,61 || 0,178 Kanada || Suncor Synthetic H (OSH) || 19,53 || 3,079 Kanada || Peace Sour || 33 || brak danych Kanada || Western Canadian Resid || 20,7 || brak danych Kanada || Christina Dilbit Blend || 21,0 || brak danych Kanada || Christina Lake Dilbit || 38,08 || 3,80 Chile || Chile Miscellaneous || brak danych || brak danych Czad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14 Czad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17 Chiny || Taching (Daqing) || 33 || 0,1 Chiny || Shengli || 24,2 || 1 Chiny || Beibu || brak danych || brak danych Chiny || Chengbei || 17 || brak danych Chiny || Lufeng || 34,4 || brak danych Chiny || Xijiang || 28 || brak danych Chiny || Wei Zhou || 39,9 || brak danych Chiny || Liu Hua || 21 || brak danych Chiny || Boz Hong || 17 || 0,282 Chiny || Peng Lai || 21,8 || 0,29 Chiny || Xi Xiang || 32,18 || 0,09 Kolumbia || Onto || 35,3 || 0,5 Kolumbia || Putamayo || 35 || 0,5 Kolumbia || Rio Zulia || 40,4 || 0,3 Kolumbia || Orito || 34,9 || 0,5 Kolumbia || Cano-Limon || 30,8 || 0,5 Kolumbia || Lasmo || 30 || brak danych Kolumbia || Cano Duya-1 || 28 || brak danych Kolumbia || Corocora-1 || 31,6 || brak danych Kolumbia || Suria Sur-1 || 32 || brak danych Kolumbia || Tunane-1 || 29 || brak danych Kolumbia || Casanare || 23 || brak danych Kolumbia || Cusiana || 44,4 || 0,2 Kolumbia || Vasconia || 27,3 || 0,6 Kolumbia || Castilla Blend || 20,8 || 1,72 Kolumbia || Cupiaga || 43,11 || 0,082 Kolumbia || South Blend || 28,6 || 0,72 Kongo (Brazzaville) || Emeraude || 23,6 || 0,5 Kongo (Brazzaville) || Djeno Blend || 26,9 || 0,3 Kongo (Brazzaville) || Viodo Marina-1 || 26,5 || brak danych Kongo (Brazzaville) || Nkossa || 47 || 0,03 Kongo (Kinszasa) || Muanda || 34 || 0,1 Kongo (Kinszasa) || Congo/Zaire || 31,7 || 0,1 Kongo (Kinszasa) || Coco || 30,4 || 0,15 Wybrzeże Kości Słoniowej || Espoir || 31,4 || 0,3 Wybrzeże Kości Słoniowej || Lion Cote || 41,1 || 0,101 Dania || Dan || 30,4 || 0,3 Dania || Gorm || 33,9 || 0,2 Dania || Danish North Sea || 34,5 || 0,26 Dubaj || Dubai (Fateh) || 31,1 || 2 Dubaj || Margham Light || 50,3 || 0 Ekwador || Oriente || 29,2 || 1 Ekwador || Quito || 29,5 || 0,7 Ekwador || Santa Elena || 35 || 0,1 Ekwador || Limoncoha-1 || 28 || brak danych Ekwador || Frontera-1 || 30,7 || brak danych Ekwador || Bogi-1 || 21,2 || brak danych Ekwador || Napo || 19 || 2 Ekwador || Napo Light || 19,3 || brak danych Egipt || Belayim || 27,5 || 2,2 Egipt || El Morgan || 29,4 || 1,7 Egipt || Rhas Gharib || 24,3 || 3,3 Egipt || Gulf of Suez Mix || 31,9 || 1,5 Egipt || Geysum || 19,5 || brak danych Egipt || East Gharib (J-1) || 37,9 || brak danych Egipt || Mango-1 || 35,1 || brak danych Egipt || Rhas Budran || 25 || brak danych Egipt || Zeit Bay || 34,1 || 0,1 Egipt || East Zeit Mix || 39 || 0,87 Gwinea Równikowa || Zafiro || 30,3 || brak danych Gwinea Równikowa || Alba Condensate || 55 || brak danych Gwinea Równikowa || Ceiba || 30,1 || 0,42 Gabon || Gamba || 31,8 || 0,1 Gabon || Mandji || 30,5 || 1,1 Gabon || Lucina Marine || 39,5 || 0,1 Gabon || Oguendjo || 35 || brak danych Gabon || Rabi-Kouanga || 34 || 0,6 Gabon || T’Catamba || 44,3 || 0,21 Gabon || Rabi || 33,4 || 0,06 Gabon || Rabi Blend || 34 || brak danych Gabon || Rabi Light || 37,7 || 0,15 Gabon || Etame Marin || 36 || brak danych Gabon || Olende || 17,6 || 1,54 Gabon || Gabonian Miscellaneous || brak danych || brak danych Gruzja || Georgian Miscellaneous || brak danych || brak danych Ghana || Bonsu || 32 || 0,1 Ghana || Salt Pond || 37,4 || 0,1 Gwatemala || Coban || 27,7 || brak danych Gwatemala || Rubelsanto || 27 || brak danych Indie || Bombay High || 39,4 || 0,2 Indonezja || Minas (Sumatron Light) || 34,5 || 0,1 Indonezja || Ardjuna || 35,2 || 0,1 Indonezja || Attaka || 42,3 || 0,1 Indonezja || Suri || 18,4 || 0,2 Indonezja || Sanga Sanga || 25,7 || 0,2 Indonezja || Sepinggan || 37,9 || 0,9 Indonezja || Walio || 34,1 || 0,7 Indonezja || Arimbi || 31,8 || 0,2 Indonezja || Poleng || 43,2 || 0,2 Indonezja || Handil || 32,8 || 0,1 Indonezja || Jatibarang || 29 || 0,1 Indonezja || Cinta || 33,4 || 0,1 Indonezja || Bekapai || 40 || 0,1 Indonezja || Katapa || 52 || 0,1 Indonezja || Salawati || 38 || 0,5 Indonezja || Duri (Sumatran Heavy) || 21,1 || 0,2 Indonezja || Sembakung || 37,5 || 0,1 Indonezja || Badak || 41,3 || 0,1 Indonezja || Arun Condensate || 54,5 || brak danych Indonezja || Udang || 38 || 0,1 Indonezja || Klamono || 18,7 || 1 Indonezja || Bunya || 31,7 || 0,1 Indonezja || Pamusian || 18,1 || 0,2 Indonezja || Kerindigan || 21,6 || 0,3 Indonezja || Melahin || 24,7 || 0,3 Indonezja || Bunyu || 31,7 || 0,1 Indonezja || Camar || 36,3 || brak danych Indonezja || Cinta Heavy || 27 || brak danych Indonezja || Lalang || 40,4 || brak danych Indonezja || Kakap || 46,6 || brak danych Indonezja || Sisi-1 || 40 || brak danych Indonezja || Giti-1 || 33,6 || brak danych Indonezja || Ayu-1 || 34,3 || brak danych Indonezja || Bima || 22,5 || brak danych Indonezja || Padang Isle || 34,7 || brak danych Indonezja || Intan || 32,8 || brak danych Indonezja || Sepinggan - Yakin Mixed || 31,7 || 0,1 Indonezja || Widuri || 32 || 0,1 Indonezja || Belida || 45,9 || 0 Indonezja || 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 || brak danych || brak danych Irak || Basrah Light (Pers. Gulf) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || brak danych Irak || Bai Hasson (Pers. Gulf) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Pers. Gulf) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Pers. Gulf) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Pers. Gulf) || 35,1 || 2 Irak || N. Rumalia (Pers. Gulf) || 34,3 || 2 Irak || Ras el Behar || 33 || brak danych Irak || Basrah Light (Red Sea) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Red Sea) || 36,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Red Sea) || 28 || brak danych Irak || Bai Hasson (Red Sea) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Red Sea) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Red Sea) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Red Sea) || 34 || 1,9 Irak || N. Rumalia (Red Sea) || 34,3 || 2 Irak || Ratawi || 23,5 || 4,1 Irak || Basrah Light (Turkey) || 33,7 || 2 Irak || Kirkuk (Turkey) || 36,1 || 1,9 Irak || Mishrif (Turkey) || 28 || brak danych Irak || Bai Hasson (Turkey) || 34,1 || 2,4 Irak || Basrah Medium (Turkey) || 31,1 || 2,6 Irak || Basrah Heavy (Turkey) || 24,7 || 3,5 Irak || Kirkuk Blend (Turkey) || 34 || 1,9 Irak || N. Rumalia (Turkey) || 34,3 || 2 Irak || FAO Blend || 27,7 || 3,6 Kazachstan || Kumkol || 42,5 || 0,07 Kazachstan || CPC Blend || 44,2 brak danych || 0,54 Kuwejt || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31,4 || 2,5 Kuwejt || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || brak danych Kuwejt || 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 Malezja || Miri Light || 36,3 || 0,1 Malezja || Tembungo || 37,5 || brak danych Malezja || Labuan Blend || 33,2 || 0,1 Malezja || Tapis || 44,3 || 0,1 Malezja || Tembungo || 37,4 || 0 Malezja || Bintulu || 26,5 || 0,1 Malezja || Bekok || 49 || brak danych Malezja || Pulai || 42,6 || brak danych Malezja || Dulang || 39 || 0,037 Mauretania || Chinguetti || 28,2 || 0,51 Meksyk || Isthmus || 32,8 || 1,5 Meksyk || Maya || 22 || 3,3 Meksyk || Olmeca || 39 || brak danych Meksyk || Altamira || 16 || brak danych Meksyk || Topped Isthmus || 26,1 || 1,72 Niderlandy || Alba || 19,59 || brak danych strefa neutralna || Eocene (Wafra) || 18,6 || 4,6 strefa neutralna || Hout || 32,8 || 1,9 strefa neutralna || Khafji || 28,5 || 2,9 strefa neutralna || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 strefa neutralna || Ratawi || 23,5 || 4,1 strefa neutralna || Neutral Zone Mix || 23,1 || brak danych strefa neutralna || Khafji Blend || 23,4 || 3,8 Nigeria || Forcados Blend || 29,7 || 0,3 Nigeria || Escravos || 36,2 || 0,1 Nigeria || Brass River || 40,9 || 0,1 Nigeria || Qua Iboe || 35,8 || 0,1 Nigeria || Bonny Medium || 25,2 || 0,2 Nigeria || Pennington || 36,6 || 0,1 Nigeria || Bomu || 33 || 0,2 Nigeria || Bonny Light || 36,7 || 0,1 Nigeria || Brass Blend || 40,9 || 0,1 Nigeria || Gilli Gilli || 47,3 || brak danych Nigeria || Adanga || 35,1 || brak danych Nigeria || Iyak-3 || 36 || brak danych Nigeria || Antan || 35,2 || brak danych Nigeria || OSO || 47 || 0,06 Nigeria || Ukpokiti || 42,3 || 0,01 Nigeria || Yoho || 39,6 || brak danych Nigeria || Okwori || 36,9 || brak danych Nigeria || Bonga || 28,1 || brak danych Nigeria || ERHA || 31,7 || 0,21 Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0,09 Nigeria || Akpo || 45,17 || 0,06 Nigeria || EA || 38 || brak danych Nigeria || Agbami || 47,2 || 0,044 Norwegia || Ekofisk || 43,4 || 0,2 Norwegia || Tor || 42 || 0,1 Norwegia || Statfjord || 38,4 || 0,3 Norwegia || Heidrun || 29 || brak danych Norwegia || Norwegian Forties || 37,1 || brak danych Norwegia || Gullfaks || 28,6 || 0,4 Norwegia || Oseberg || 32,5 || 0,2 Norwegia || Norne || 33,1 || 0,19 Norwegia || Troll || 28,3 || 0,31 Norwegia || Draugen || 39,6 || brak danych Norwegia || Sleipner Condensate || 62 || 0,02 Oman || Oman Export || 36,3 || 0,8 Papua-Nowa Gwinea || Kutubu || 44 || 0,04 Peru || Loreto || 34 || 0,3 Peru || Talara || 32,7 || 0,1 Peru || High Cold Test || 37,5 || brak danych Peru || Bayovar || 22,6 || brak danych Peru || Low Cold Test || 34,3 || brak danych Peru || Carmen Central-5 || 20,7 || brak danych Peru || Shiviyacu-23 || 20,8 || brak danych Peru || Mayna || 25,7 || brak danych Filipiny || Nido || 26,5 || brak danych Filipiny || Philippines Miscellaneous || brak danych || brak danych Katar || Dukhan || 41,7 || 1,3 Katar || Qatar Marine || 35,3 || 1,6 Katar || Qatar Land || 41,4 || brak danych Ras al-Chajma || Rak Condensate || 54,1 || brak danych Ras al-Chajma || Ras Al Khaimah Miscellaneous || brak danych || brak danych Rosja || Urals || 31 || 2 Rosja || Russian Export Blend || 32,5 || 1,4 Rosja || M100 || 17,6 || 2,02 Rosja || M100 Heavy || 16,67 || 2,09 Rosja || Siberian Light || 37,8 || 0,4 Rosja || E4 (Gravenshon) || 19,84 || 1,95 Rosja || E4 Heavy || 18 || 2,35 Rosja || Purovsky Condensate || 64,1 || 0,01 Rosja || Sokol || 39,7 || 0,18 Arabia Saudyjska || Light (Pers. Gulf) || 33,4 || 1,8 Arabia Saudyjska || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27,9 || 2,8 Arabia Saudyjska || Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30,8 || 2,4 Arabia Saudyjska || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37,8 || 1,1 Arabia Saudyjska || Light (Yanbu) || 33,4 || 1,2 Arabia Saudyjska || Heavy (Yanbu) || 27,9 || 2,8 Arabia Saudyjska || Medium (Yanbu) || 30,8 || 2,4 Arabia Saudyjska || Berri (Yanbu) || 37,8 || 1,1 Arabia Saudyjska || Medium (Zuluf/Marjan) || 31,1 || 2,5 Szardża || Mubarek. Sharjah || 37 || 0,6 Szardża || Sharjah Condensate || 49,7 || 0,1 Singapur || Rantau || 50,5 || 0,1 Hiszpania || Amposta Marina North || 37 || brak danych Hiszpania || Casablanca || 34 || brak danych Hiszpania || El Dorado || 26,6 || brak danych Syria || Syrian Straight || 15 || brak danych Syria || Thayyem || 35 || brak danych Syria || Omar Blend || 38 || brak danych Syria || Omar || 36,5 || 0,1 Syria || Syrian Light || 36 || 0,6 Syria || Souedie || 24,9 || 3,8 Tajlandia || Erawan Condensate || 54,1 || brak danych Tajlandia || Sirikit || 41 || brak danych Tajlandia || Nang Nuan || 30 || brak danych Tajlandia || Bualuang || 27 || brak danych Tajlandia || Benchamas || 42,4 || 0,12 Trynidad i Tobago || Galeota Mix || 32,8 || 0,3 Trynidad i Tobago || Trintopec || 24,8 || brak danych Trynidad i Tobago || Land/Trinmar || 23,4 || 1,2 Trynidad i Tobago || Calypso Miscellaneous || 30,84 || 0,59 Tunezja || Zarzaitine || 41,9 || 0,1 Tunezja || Ashtart || 29 || 1 Tunezja || El Borma || 43,3 || 0,1 Tunezja || Ezzaouia-2 || 41,5 || brak danych Turcja || Turkish Miscellaneous || brak danych || brak danych Ukraina || Ukraine Miscellaneous || brak danych || brak danych Zjednoczone Królestwo || Auk || 37,2 || 0,5 Zjednoczone Królestwo || Beatrice || 38,7 || 0,05 Zjednoczone Królestwo || Brae || 33,6 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || Buchan || 33,7 || 0,8 Zjednoczone Królestwo || Claymore || 30,5 || 1,6 Zjednoczone Królestwo || S.V. (Brent) || 36,7 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Tartan || 41,7 || 0,6 Zjednoczone Królestwo || Tern || 35 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || Magnus || 39,3 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Dunlin || 34,9 || 0,4 Zjednoczone Królestwo || Fulmar || 40 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Hutton || 30,5 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || N.W. Hutton || 36,2 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Maureen || 35,5 || 0,6 Zjednoczone Królestwo || Murchison || 38,8 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Ninian Blend || 35,6 || 0,4 Zjednoczone Królestwo || Montrose || 40,1 || 0,2 Zjednoczone Królestwo || Beryl || 36,5 || 0,4 Zjednoczone Królestwo || Piper || 35,6 || 0,9 Zjednoczone Królestwo || Forties || 36,6 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Brent Blend || 38 || 0,4 Zjednoczone Królestwo || Flotta || 35,7 || 1,1 Zjednoczone Królestwo || Thistle || 37 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || S.V. (Ninian) || 38 || 0,3 Zjednoczone Królestwo || Argyle || 38,6 || 0,2 Zjednoczone Królestwo || Heather || 33,8 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || South Birch || 38,6 || brak danych Zjednoczone Królestwo || Wytch Farm || 41,5 || brak danych Zjednoczone Królestwo || Cormorant. North || 34,9 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || Cormorant. South (Cormorant “A”) || 35,7 || 0,6 Zjednoczone Królestwo || Alba || 19,2 || brak danych Zjednoczone Królestwo || Foinhaven || 26,3 || 0,38 Zjednoczone Królestwo || Schiehallion || 25,8 || brak danych Zjednoczone Królestwo || Captain || 19,1 || 0,7 Zjednoczone Królestwo || Harding || 20,7 || 0,59 Alaska (Stany Zjednoczone) || ANS || brak danych || brak danych Kolorado (Stany Zjednoczone) || Niobrara || brak danych || brak danych Nowy Meksyk (Stany Zjednoczone) || Four Corners || brak danych || brak danych Północna Dakota (Stany Zjednoczone) || Bakken || brak danych || brak danych Północna Dakota (Stany Zjednoczone) || North Dakota Sweet || brak danych || brak danych Teksas (Stany Zjednoczone) || WTI || brak danych || brak danych Teksas (Stany Zjednoczone) || Eagle Ford || brak danych || brak danych Utah (Stany Zjednoczone) || Covenant || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Beta || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Carpinteria || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Dos Cuadras || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Hondo || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Hueneme || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Pescado || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Point Arguello || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Point Pedernales || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Sacate || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Santa Clara || brak danych || brak danych Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone) || Sockeye || brak danych || brak danych Uzbekistan || Uzbekistan Miscellaneous || brak danych || brak danych Wenezuela || Jobo (Monagas) || 12,6 || 2 Wenezuela || Lama Lamar || 36,7 || 1 Wenezuela || Mariago || 27 || 1,5 Wenezuela || Ruiz || 32,4 || 1,3 Wenezuela || Tucipido || 36 || 0,3 Wenezuela || Venez Lot 17 || 36,3 || 0,9 Wenezuela || Mara 16/18 || 16,5 || 3,5 Wenezuela || Tia Juana Light || 32,1 || 1,1 Wenezuela || Tia Juana Med 26 || 24,8 || 1,6 Wenezuela || Officina || 35,1 || 0,7 Wenezuela || Bachaquero || 16,8 || 2,4 Wenezuela || Cento Lago || 36,9 || 1,1 Wenezuela || Lagunillas || 17,8 || 2,2 Wenezuela || La Rosa Medium || 25,3 || 1,7 Wenezuela || San Joaquin || 42 || 0,2 Wenezuela || Lagotreco || 29,5 || 1,3 Wenezuela || Lagocinco || 36 || 1,1 Wenezuela || Boscan || 10,1 || 5,5 Wenezuela || Leona || 24,1 || 1,5 Wenezuela || Barinas || 26,2 || 1,8 Wenezuela || Sylvestre || 28,4 || 1 Wenezuela || Mesa || 29,2 || 1,2 Wenezuela || Ceuta || 31,8 || 1,2 Wenezuela || Lago Medio || 31,5 || 1,2 Wenezuela || Tigre || 24,5 || brak danych Wenezuela || Anaco Wax || 41,5 || 0,2 Wenezuela || Santa Rosa || 49 || 0,1 Wenezuela || Bombai || 19,6 || 1,6 Wenezuela || Aguasay || 41,1 || 0,3 Wenezuela || Anaco || 43,4 || 0,1 Wenezuela || BCF-Bach/Lag17 || 16,8 || 2,4 Wenezuela || BCF-Bach/Lag21 || 20,4 || 2,1 Wenezuela || BCF-21.9 || 21,9 || brak danych Wenezuela || BCF-24 || 23,5 || 1,9 Wenezuela || BCF-31 || 31 || 1,2 Wenezuela || BCF Blend || 34 || 1 Wenezuela || Bolival Coast || 23,5 || 1,8 Wenezuela || Ceuta/Bach 18 || 18,5 || 2,3 Wenezuela || Corridor Block || 26,9 || 1,6 Wenezuela || Cretaceous || 42 || 0,4 Wenezuela || Guanipa || 30 || 0,7 Wenezuela || Lago Mix Med. || 23,4 || 1,9 Wenezuela || Larosa/Lagun || 23,8 || 1,8 Wenezuela || Menemoto || 19,3 || 2,2 Wenezuela || Cabimas || 20,8 || 1,8 Wenezuela || BCF-23 || 23 || 1,9 Wenezuela || Oficina/Mesa || 32,2 || 0,9 Wenezuela || Pilon || 13,8 || 2 Wenezuela || Recon (Venez) || 34 || brak danych Wenezuela || 102 Tj (25) || 25 || 1,6 Wenezuela || Tjl Cretaceous || 39 || 0,6 Wenezuela || Tia Juana Pesado (Heavy) || 12,1 || 2,7 Wenezuela || Mesa-Recon || 28,4 || 1,3 Wenezuela || Oritupano || 19 || 2 Wenezuela || Hombre Pintado || 29,7 || 0,3 Wenezuela || Merey || 17,4 || 2,2 Wenezuela || Lago Light || 41,2 || 0,4 Wenezuela || Laguna || 11,2 || 0,3 Wenezuela || Bach/Cueta Mix || 24 || 1,2 Wenezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7 Wenezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6 Wenezuela || Temblador || 23,1 || 0,8 Wenezuela || Lagomar || 32 || 1,2 Wenezuela || Taparito || 17 || brak danych Wenezuela || BCF-Heavy || 16,7 || brak danych Wenezuela || BCF-Medium || 22 || brak danych Wenezuela || Caripito Blend || 17,8 || brak danych Wenezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18,1 || brak danych Wenezuela || Morichal || 10,6 || brak danych Wenezuela || Pedenales || 20,1 || brak danych Wenezuela || Quiriquire || 16,3 || brak danych Wenezuela || Tucupita || 17 || brak danych Wenezuela || Furrial-2 (E. Venezuela) || 27 || brak danych Wenezuela || Curazao Blend || 18 || brak danych Wenezuela || Santa Barbara || 36,5 || brak danych Wenezuela || Cerro Negro || 15 || brak danych Wenezuela || BCF22 || 21,1 || 2,11 Wenezuela || Hamaca || 26 || 1,55 Wenezuela || Zuata 10 || 15 || brak danych Wenezuela || Zuata 20 || 25 || brak danych Wenezuela || Zuata 30 || 35 || brak danych Wenezuela || Monogas || 15,9 || 3,3 Wenezuela || Corocoro || 24 || brak danych Wenezuela || Petrozuata || 19,5 || 2,69 Wenezuela || Morichal 16 || 16 || brak danych Wenezuela || Guafita || 28,6 || 0,73 Wietnam || Bach Ho (White Tiger) || 38,6 || 0 Wietnam || Dai Hung (Big Bear) || 36,9 || 0,1 Wietnam || Rang Dong || 37,7 || 0,5 Wietnam || Ruby || 35,6 || 0,08 Wietnam || Su Tu Den (Black Lion) || 36,8 || 0,05 Jemen || North Yemeni Blend || 40,5 || brak danych Jemen || Alif || 40,4 || 0,1 Jemen || Maarib Lt. || 49 || 0,2 Jemen || Masila Blend || 30–31 || 0,6 Jemen || Shabwa Blend || 34,6 || 0,6 Każde || Łupki bitumiczne || brak danych || brak danych Każde || Olej łupkowy || brak danych || brak danych Każde || Gaz ziemny: tłoczony rurami ze źródła || brak danych || brak danych Każde || Gaz ziemny: z instalacji LNG || brak danych || brak danych Każde || Gaz łupkowy: tłoczony rurami ze źródła || brak danych || brak danych Każde || Węgiel || brak danych || brak danych Załącznik II Obliczanie poziomu bazowego intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw kopalnych Metodyka (a) Poziom bazowy intensywności emisji gazów cieplarnianych oblicza się w oparciu o średnie zużycie paliw kopalnych w Unii w postaci benzyny, oleju napędowego, gazu płynnego (LPG) i sprężonego gazu ziemnego, gdzie: obliczenie poziomu bazowego intensywności emisji gazów cieplarnianych = gdzie: x oznacza różne paliwa i nośniki energii objęte zakresem dyrektywy, określone w poniższej tabeli; GHGix (greenhouse gas intensity of x) to jednostka intensywności emisji gazów cieplarnianych sprzedanej na rynku rocznej dostawy paliwa x lub nośnika energii objętego zakresem stosowania niniejszej dyrektywy wyrażona w gCO2eq/MJ. Stosuje się wartości dotyczące paliw kopalnych określone w załączniku I część 2 pkt 5. „MJx” oznacza całkowitą dostarczoną energię przeliczoną w oparciu o ujęte w sprawozdaniu ilości paliwa „x” i wyrażoną w megadżulach. (b) Dane dotyczące zużycia Dane dotyczące zużycia stosowane do obliczania wartości są następujące: Paliwo || Zużycie energii (MJ) || Źródło olej napędowy || 7 894 969 x 106 || Sprawozdawczość państw członkowskich do UNFCCC z 2010 r. olej napędowy stosowany w pojazdach nieporuszających się po drogach || 240 763 x 106 benzyna || 3 844 356 x 106 gaz płynny (LPG) || 217 563 x 106 sprężony gaz ziemny || 51 037 x 106 Intensywność emisji gazów cieplarnianych Intensywność emisji gazów cieplarnianych w 2010 r. wynosi 94,1 gCO2eq/MJ Załącznik III Sprawozdawczość państw członkowskich do Komisji 1. Państwa członkowskie do dnia 30 czerwca każdego roku składają sprawozdanie zawierające dane określone w pkt 3. W sprawozdaniu należy uwzględnić dane dotyczące wszystkich paliw i całej energii wprowadzonych do obrotu w państwie członkowskim. W przypadku mieszania wielu biopaliw z paliwami kopalnymi należy dostarczyć dane w odniesieniu do każdego biopaliwa. 2. Dane wymienione w pkt 3 są przekazywane oddzielnie w odniesieniu do paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu przez dostawców w państwie członkowskim (w tym przez dostawców prowadzących wspólną sprawozdawczość, prowadzących działalność w jednym państwie członkowskim) oraz dostaw wprowadzonych do obrotu w co najmniej dwóch państwach członkowskich przez dostawców składających wspólne sprawozdanie (dostawców prowadzących wspólną sprawozdawczość, pochodzących z różnych państw członkowskich). Dane dotyczące dostawców prowadzących wspólną sprawozdawczość, pochodzących z różnych państw członkowskich, należy dalej podzielić na poziomie każdego państwa członkowskiego, z którego pochodzi każdy z dostawców. 3. Państwa członkowskie w odniesieniu do każdego paliwa składają w Komisji sprawozdanie obejmujące następujące dane zagregowane zgodnie z pkt 2 i określone w załączniku I: a) rodzaj paliwa lub energii; b) ilość energii elektrycznej; c) intensywność emisji gazów cieplarnianych; d) redukcja emisji w segmencie wydobywczym; e) pochodzenie; f) miejsce zakupu. ZAŁĄCZNIK IV Wzór do celów przekazywania informacji dla zachowania spójności zgłoszonych danych Paliwo – pojedynczy dostawcy Paliwo – dostawcy prowadzący wspólną sprawozdawczość Energia elektryczna Pochodzenie – pojedynczy dostawcy8 Pochodzenie – dostawcy prowadzący wspólną sprawozdawczość8 Miejsce zakupu9 Całkowita energia ujęta w sprawozdaniu i osiągnięta redukcja emisji w podziale na państwa członkowskie Uwagi dotyczące formatu Wzór do celów sprawozdawczości dostawcy jest identyczny z wzorem do celów sprawozdawczości państwa członkowskiego. Nie wypełniać pól zacienionych. 1. Dane identyfikacyjne dostawcy zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 4 lit. a). 2. Ilość paliwa zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 4 lit. c). 3. Gęstość API zdefiniowano zgodnie z metodą badawczą ASTM D287. 4. Intensywność emisji gazów cieplarnianych zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 4 lit. e). 5. Redukcję emisji w segmencie wydobywczym zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 4 lit. d); specyfikacje dotyczące sprawozdawczości określono w załączniku I część 2 pkt 1. 6. Ilość energii elektrycznej zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 6. 7. Rodzaje paliwa i odpowiadające im kody CN zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 4 lit. b). 8. Pochodzenie zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 2 i 4. 9. Miejsce zakupu zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 3 i 4. 10 Całkowita ilość może przekroczyć całkowitą ilość faktycznie zużytego paliwa i zużytej energii elektrycznej, gdyż suma ta może obejmować ilości pochodzące od dostawców, którzy prowadzą wspólną sprawozdawczość z dostawcami z innych państw członkowskich. [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2006, s. 16). [2] http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf [3] Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 1.