CELEX: 52014PC0617
Language: sv
Date: 2014-10-06
Title: Förslag till RÅDETS DIREKTIV om fastställande av beräkningsmetoder och rapporteringskrav i enlighet med Europaparlamentets och rådets direktiv 98/70/EG om kvaliteten på bensin och dieselbränslen

|
			
		
		
		52014PC0617
		
			Förslag till RÅDETS DIREKTIV om fastställande av beräkningsmetoder och rapporteringskrav i enlighet med Europaparlamentets och rådets direktiv 98/70/EG om kvaliteten på bensin och dieselbränslen /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */
			
				
		
		
			
			   	MOTIVERING
1.           BAKGRUND TILL FÖRSLAGET
Det klimat- och energipaket som antogs av
rådet och Europaparlamentet den 22 april 2009 syftade till att uppnå en
minskning av växthusgasutsläpp med 20 % senast 2020. Det innehöll en
översyn av direktiv 98/70/EG[1]
om kvaliteten på bensin och diesel.
Enligt det omarbetade direktivet ska
leverantörerna[2]
minska växthusgasintensiteten från bränslen och annan (elektrisk) energi under
hela livscykeln som levereras för användning i vägfordon, och bränsle för
användning i mobila maskiner som inte är avsedda för vägtransport före slutet
av fullgörandeperioden 2020. Målet underlättar även medlemsstaternas
uppfyllande av målen för sektorn utanför utsläppshandelssystemet. Artikeln om
inrättande av denna nya del är artikel 7a i direktivet som på ett
effektivt sätt inför en lägsta standard för koldioxidsnåla bränslen (Low Carbon
Fuel Standard) i unionslagstiftningen. Direktivet fastställer också att
leverantörerna från och med 2011 rapporterar, till de myndigheter som
medlemsstaterna har utsett, om bland annat växthusgasintensiteten för det
bränsle som de har levererat. 
Minskningen på 6 % kan uppnås genom
användning av biodrivmedel, el och att minska fackling och ventilering av gaser
under extraktionsfasen av fossila råvaror.
Enligt artikel 7a.5 ska kommissionen
genomföra alla åtgärder som är nödvändiga för att genomföra artikel 7a som
antas genom det föreskrivande förfarandet med kontroll. Följaktligen har
kommissionen befogenhet att anta genomförandeåtgärder för hur växthusgasutsläpp
ska övervakas och minskas. Särskilt uppmanades kommissionen att överväga
förslag till följande:
–              
En metod för att beräkna växthusgasutsläpp från
bränslen och energi av icke-biologiskt ursprung (bestämmelser för att beräkna
växthusgasutsläpp för biodrivmedel är redan upptagna i bilaga IV i direktivet).
–              
En metod för att beräkna en lägsta standard för
fossila bränslens växthusgasintensitet ska användas som riktmärke för att mäta
förenligheten med målet.
–              
Beräkning och verifiering av växthusgasintensiteten
för elektrisk energi som används i elektriska fordon.
–              
Bestämmelser som gör det möjligt för två eller
flera leverantörer från en eller flera medlemsstater att gemensamt rapportera
växthusgasintensiteten.
–              
Alla övriga åtgärder som är nödvändiga för
tillämpningen av artikel 7a.
Detta förslag till direktiv omfattar alla fem
delar som beskrivs ovan. 
I artikel 7a.1 i direktiv 98/70/EG
fastställs leverantörernas rapporteringsplikt. Denna kompletteras med
harmoniserade definitioner för de rapporterade uppgifterna och medlemsstaternas
rapporteringskrav gentemot kommissionen om växthusgasprestanda för bränslen som
förbrukas i unionen. Dessa rapporteringskrav gör det möjligt att uppdatera den
fossila motsvarigheten som beskrivs i bilaga IV, del C, led 19 i direktiv
98/70/EG och bilaga V, del C, led 19 i direktiv 2009/28/EG samt kommer att
underlätta den rapportering som krävs enligt artikel 8.3 och
artikel 9.2 i direktiv 98/70/EG.
2.           RESULTAT AV SAMRÅD MED
BERÖRDA PARTER OCH KONSEKVENSBEDÖMNINGAR
Ett offentligt samråd[3] inleddes i juli 2009
som fokuserade på de frågor som ska behandlas i förslaget till direktiv. I
januari 2010 hölls ett möte med industrierna inom fossila bränslen och
biodrivmedel, medlemsstater och icke-statliga organisationer. I mars 2010 hade
kommissionen samråd med medlemsstaterna om ett diskussionsunderlag i syfte att
utveckla förslaget till direktiv. Kommissionen har använt sig av följande
arbete vid utarbetandet av detta förslag:
–              
Arbetet i JEC och dess studie från källa till hjul[4].
–              
Brandt-studien om naturlig bitumen[5],
–              
Brandt-studien om oljeskiffer [6],
–              
ICCT:s studie om andra råoljor[7].
Dr Brandts arbete har genomgått en extern
expertgranskningsprocess och resultatet diskuterades med berörda parter vid ett
offentligt möte den 27 maj 2011[8].
ICCT:s arbete har också genomgått en expertgranskningsprocess och resultatet
diskuterades med berörda parter vid ett offentligt möte den 20 februari 2014[9].
Efter resultatlösa diskussioner 2013 med
utskottet för bränsle om utkastet till direktiv[10] om harmonisering av
metoden för beräkning av växthusgasutsläppen från bränslen av icke-biologiskt
ursprung och el i vägfordon har kommissionen genomfört en konsekvensbedömning
för att utvärdera alla föreslagna alternativ. Den strategi som ligger till
grund för konsekvensbedömningen lades fram under två workshoppar för berörda parter
som hölls den 20 december 2012 och den 15 april 2013[11].
Samtidigt försökte kommissionen utröna om
industrin kräver att det utarbetas regler för leverantörer som kan uppfylla
sina minskningsmål gemensamt. Trots flera förfrågningar i detta avseende, har
kommissionen inte fått något svar. Följaktligen har kommissionen dragit
slutsatsen att för närvarande inga särskilda regler krävs, förutom
harmoniserade definitioner och en rapporteringsmekanism.
3.           FÖRSLAGETS RÄTTSLIGA
ASPEKTER
Huvuddragen i förslaget till direktiv om en
metod för beräkning av växthusgasutsläpp från bränslen och energi av
icke-biologiskt ursprung är följande: 
–              
Användandet av ett genomsnittligt normalvärde som
ska representera enheten växthusgasintensitet per bränsletyp.
–              
Harmoniserad årlig rapportering från leverantörerna
till medlemsstaterna, och från medlemsstaterna till kommissionen som behövs för
att övervaka de minskade utsläppen av växthusgaser i unionen och för
uppdatering av beräkningsmetoder för teknisk och vetenskaplig utveckling.
Bakgrunden till den valda
beräkningsmetoden och rapporteringskrav
Det arbete som ligger till grund för
konsekvensbedömningen har inriktats på att analysera riktigheten av de
utvärderade beräkningsmetoder för växthusgaser och de kostnader samt den ökade
administrativa bördan det innebär för leverantörer och medlemsstater för att
uppfylla kraven i artikel 7a i direktiv 98/70/EG. 
Felaktig rapportering undergräver
genomförandet av direktivet om utsläppsintensitetsmål och påverkar en rättvis
fördelning av insatserna bland leverantörerna. Riktigheten av beräkningsmetoden
beror på vilken metod som används och om de underliggande uppgifterna är
korrekta. Metoder baserade på en högre grad av differentiering av råvaror ger
mer exakta resultat. De rapporterade uppgifternas riktighet har också ett nära
samband med information om utsläpp från utvinning och bearbetning av råvaror
(utsläpp i tidigare led). De uppgifter[12] som ligger till grund
för värden som ingår i förslaget till åtgärd och diskuteras med kommittén för
bränslekvalitet grundas på frivillig rapportering från Oil and Gas Producers
Association. Uppgifterna motsvarar mindre än hälften av den råolja som
raffinerats i unionen och innehåller ingen information om importerade
produkter. De senaste studierna och uppgifterna om råvaror som används för att
producera 60%[13]
till 90%7av de fossila
bränslen som konsumeras i unionen visar att livscykeln för vanliga utsläpp är
ungefär 5% högre än i de uppgifter som i förslaget från 2011 lagts fram för
kommittén för bränslekvalitet. Detta beror i hög utsträckning på betydligt
högre och mycket varierande koldioxidutsläpp från fossila bränslen i tidigare
led. Det finns stora skillnader när det gäller växthusgasintensiteten hos
konventionella råvaror i tidigare led och produktion av okonventionella
oljekällor uppvisar ofta högre växthusgasintensitet. Därför kommer en
harmoniserad rapportering förbättra tillförlitligheten i de rapporterade uppgifterna.
Tillförlitligheten i beräkningsmetoden är
starkt förknippad med en hög andel råvaror med hög intensitet som används vid
produktionen av bränslet. Det är därför nödvändigt att harmonisera
rapporteringen om ursprunget[14]
och var bränslet köpts in[15].
Sådan rapportering måste dock överensstämma med gällande unionslagstiftning om
registrering av import och leveranser av råolja i EU[16].  
Enligt den analys som ligger till grund för
detta förslag anses den totala extra kostnaden per liter bränsle för alla
beräkningsmetoder variera från 0,03 cent till 0,04 cent. Den största ökningen
noterades om leverantörer var skyldiga att rapportera värden för växthusgaser
på grundval av leverantörsspecifika utsläpp eller unionens genomsnittliga
utsläpp per råvara i förhållande till unionens genomsnitt per bränsletyp för
alla råvaror. Detta tyder på att det bästa alternativet inte bör kräva att
bränsleleverantörerna rapporterar specifika värden för växthusgaser när det
gäller råvaror. Enligt den föreslagna metoden är leverantörerna därför skyldiga
att rapportera unionens genomsnittliga intensitet i växthusgasutsläppen per
bränsle.
Enligt artikel 7a.4 i direktiv 98/70/EG
kan grupper av leverantörer välja att gemensamt åstadkomma en minskning på
6 % och artikel 7a.5 c i direktiv 98/70/EG tillåter
fastställandet av ”alla nödvändiga regler” för att genomföra detta. Det är
därför nödvändigt att harmonisera definitionerna för identifiering av
leverantören, volymen bränsle eller energi, bränsle- eller energityp,
inköpsställe eller ursprung för det bränsle eller den energi som släppts ut på
marknaden för att underlätta användningen av ett gemensamt system för
leverantörer från flera medlemsstater som samtycker till att gemensamt utarbeta
en rapport. För att kontrollera att dubbelräkning undviks vid
gränsöverskridande gemensam rapportering är det lämpligt att harmonisera
medlemsstaternas rapportering till kommissionen så att nödvändig information om
varje leverantör som utgör en grupp av två eller fler leverantörer från en
eller flera medlemsstater kan göras tillgängliga för alla berörda myndigheter i
medlemsstaterna.
Medlemsstaterna bör tillåta leverantörer att
rapportera genom att använda sig av uppgifter som samlas in i enlighet med
annan unions- eller nationell lagstiftning för att minska den administrativa
bördan under förutsättning att rapporteringen sker i enlighet med kraven i
bilaga IV. Sådan unionslagstiftning inbegriper, men är inte begränsad till,
kommissionens förordning (EG) nr 684/2009 av den 24 juli 2009 om genomförande
av rådets direktiv 2008/118/EG vad gäller datoriserade förfaranden för
flyttning av punktskattepliktiga varor under punktskatteuppskov[17], kommissionens
förordning (EEG) nr 2454/93 av den 2 juli 1993 om tillämpningsföreskrifter för
rådets förordning (EEG) nr 2913/92 om inrättandet av en tullkodex för
gemenskapen[18],
förordning (EG) nr 1099/2008 om energistatistik[19], Europaparlamentets
och rådets direktiv 2009/28/EG av den 23 april 2009 om främjande av
användningen av energi från förnybara energikällor och om ändring och ett
senare upphävande av direktiven 2001/77/EG och 2003/30/EG[20] och tillhörande senare
genomförandeakter liksom kommissionens beslut 2007/589/EG av den 18 juli 2007
om riktlinjer för övervakning och rapportering av utsläpp av växthusgaser i
enlighet med Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/87/EG[21] samt rådets förordning
2964/95 om införande av registrering inom gemenskapen av import och leveranser
av råolja.
 Budgetkonsekvenser
Konkurrenskraften för unionens industri
diskuterades också i konsekvensbedömningen. Det verkar som om inga betydande
konsekvenser för företagen förväntas (inklusive raffinaderier). Detta beror på
att förväntade prishöjningar vid bensinstationerna är försumbara och att
praktiskt taget alla dessa kostnader, enligt konsekvensbedömningen, kan ledas
vidare. 
2014/0286 (NLE)
Förslag till
RÅDETS DIREKTIV
om fastställande av beräkningsmetoder och
rapporteringskrav i enlighet med Europaparlamentets och rådets direktiv
98/70/EG om kvaliteten på bensin och dieselbränslen
EUROPEISKA UNIONENS RÅD HAR ANTAGIT
DETTA DIREKTIV
med beaktande av fördraget om Europeiska
unionens funktionssätt,
med beaktande av Europaparlamentets och rådets
direktiv 98/70/EG av den 13 oktober 1998 om kvaliteten på bensin och
dieselbränslen och om ändring av rådets direktiv 93/12/EEG[22], särskilt artikel
7a.5, 
med beaktande av Europeiska kommissionens
förslag, och
av följande skäl:
(1)       Metoden
för beräkning av utsläpp av växthusgaser från bränslen och energi av
icke-biologiskt ursprung som ska fastställas i enlighet med artikel 7a.5 i
direktiv 98/70/EG bör ge en tillräckligt noggrann bedömning för att
kommissionen ska kunna kritiskt bedöma om bränsleleverantörerna uppfyller sina
skyldigheter enligt artikel 7a.2 i direktiv 98/70/EG. Beräkningsmetoden
bör säkerställa mätnoggrannhet med vederbörlig hänsyn till de tillhörande
administrativa kravens komplexitet. Samtidigt bör man uppmuntra leverantörerna
att minska växthusgasintensiteten för det bränsle de levererar. Man bör också noga överväga metodens påverkan på raffinaderier i
unionen. Därför bör beräkningsmetoden baseras på medelvärden för
växthusgasintensitet som representerar ett industriellt medelvärde som är
typiskt för en bestämd bränslekälla (”standardmedelvärden”). Detta har fördelen
att den administrativa bördan på leverantörer och medlemsstater minskas. Vid
denna tidpunkt bör den föreslagna metoden inte kräva differentiering av
växthusgasintensiteten för bränsle på grundval av råvaran, eftersom detta
skulle påverka nuvarande investeringar i vissa raffinaderier i unionen.
(2)       Rapporteringskrav för
leverantörer som är små och medelstora företag enligt definitionen i
kommissionens rekommendation 2003/61 bör minimeras så långt som möjligt inom
ramen för artikel 7a.1 i direktiv 98/70/EG. På samma sätt bör importörer
av bensin och diesel som raffinerats utanför EU inte vara skyldiga att lämna
detaljerad information om källorna till den råolja som används för att
framställa dessa bränslen eftersom denna information kanske inte finns
tillgänglig eller är svår att få fram.
(3)       För att ge incitament för
ytterligare minskningar av växthusgasutsläpp bör besparingar som åberopas från
utsläppsminskningar i ett tidigare led (t.ex. från fackling och ventilering av
gaser) inbegripas vid beräkning av leverantörens utsläpp av växthusgaser under
hela livscykeln. För att underlätta bränsleleverantörernas anspråk på utsläppsminskningar
i ett tidigare led bör användning av olika utsläppssystem tillåtas för att
beräkna och certifiera utsläppsminskningar. Endast minskningsprojekt i tidigare
led som startar efter det datum för fastställandet av den lägsta standard som
avses i artikel 7a.5 b dvs. den 1 januari 2011 bör vara berättigande.
(4)       Vägda medelvärden för
växthusgaser är en enkel metod genom vilken bränsleleverantörerna kan
fastställa mängden växthusgaser i bränslet de levererar. Sådana värden som
representerar skifferolja i EU återfinns bland annat i rapporten ”från källa
till hjul” (version 4) som utarbetats JEC Consortium, de undersökningar som
beställts av Europeiska kommissionen från Dr A. Brandt om naturlig bitumen och
oljeskiffer samt det arbete som utförts för Europeiska kommissionen av
International Council on Clean Transportation om utsläpp i ett tidigare led
inom ramen för beräkning av växthusgasutsläpp från oljeproduktion i samband med
råolja som förbrukas i EU.
(5)       Växthusgasutsläppsminskningar
som förknippas med utsläpp från olja och gas i ett tidigare led bör beräknas
och utvärderas i enlighet med principer och standarder som lyfts fram i
internationella standarder, i synnerhet ISO 14064, ISO 14065 och ISO 14066.
(6)       I artikel 7a.5b i direktiv
98/70/EG föreskrivs att en metod fastställs för att bestämma den sammanlagda
växthusgasintensiteten för bränslen av icke-biologiskt ursprung i unionen under
2010 (”lägsta standard för bränslen”).  Den lägsta standarden bör baseras på
volymen diesel, bensin, dieselbrännolja som inte är avsedda för fordon i
vägtransport, motorgas och komprimerad naturgas med användning av uppgifter som
officiellt rapporterats till FN:s ramkonvention om klimatförändringar 2010. Den
lägsta standarden för bränslen bör inte vara den fossila motsvarigheten som
används för att beräkna minskade växthusgasutsläpp från biodrivmedel, vilken
bör förbli såsom den fastställs i bilaga IV till direktiv 98/70/EG.
(7)       Eftersom sammansättningen av
den relevanta fossila bränsleblandningen bara ändras lite från år till år,
kommer även den sammanlagda variationen av växthusgasintensiteten för de
fossila bränslena att vara liten från år till år. Det är därför lämpligt att
lägsta standarden för bränslen baseras på unionens medelförbrukningsuppgifter
för 2010 så som de av medlemsstaterna rapporterats till FN:s ramkonvention om
klimatförändringar. 
(8)       Den lägsta standarden för
bränslen för 2010 bör representera ett medelvärde för växthusgasintensiteten i
ett tidigare led och ge ett medelvärde för den komplexa växthusgasintensiteten
för fossila bränslen från raffinaderier. Referensvärdet bör därför beräknas med
motsvarande bränslestandardvärden. Bränslebasnivåns standardutsläppsvärde bör
förbli oförändrat för perioden fram till 2020 för att skapa rättssäkerhet för
leverantörer i fråga om deras skyldigheter att minska växthusgasintensiteten
för de bränslen de levererar. 
(9)       I artikel 7a.5.d i direktiv
98/70/EG föreskrivs också att en metod införs för att beräkna bidraget från
eldrivna vägfordon. I enlighet med samma artikel bör den metoden vara förenlig
med artikel 3.4 i Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/28/EG[23].
För att säkerställa denna förenlighet bör samma anpassningsfaktor användas för
drivsystemseffektivitet. 
(10)     Elektrisk energi som levereras
för användning vid vägtransporter kan rapporteras av leverantörer i enlighet
med artikel 7a.1 i direktiv 98/70/EG inom ramen för deras årliga rapporter till
medlemsstaterna. För att begränsa de administrativa kostnaderna är det lämpligt
att metoden grundas på en uppskattning snarare än en faktisk mätning av
förbrukningen av elektricitet hos ett eldrivet vägfordon som ska rapporteras av
leverantörerna.
(11)     Det är lämpligt att inkludera
en detaljerad metod för att uppskatta mängden och växthusgasintensiteten för
biodrivmedel i fall där bearbetningen av ett biodrivmedel och ett fossilt
bränsle sker under samma process. Det behövs en särskild metod eftersom den
resulterande volymen biodrivmedel inte går att mäta på samma sätt som
hydrobehandling av vegetabiliska oljor med fossila bränslen. Enligt artikel
7d.1 i direktiv 98/70/EG föreskrivs att utsläpp av växthusgaser under hela
livscykeln, i den mening som avses i artikel 7a och artikel 7b.2 i
direktivet bör beräknas med samma metod. Därför gäller certifiering av
växthusgasutsläpp från erkända frivilliga system för tillämpningen av
artikel 7a såsom för tillämpningen av artikel 7b.2 i direktiv
98/70/EG.  
(12)     Den obligatoriska rapporteringen
från leverantörerna som avses i artikel 7a.1 i direktiv 98/70/EG bör
kompletteras med ett harmoniserat format och definitioner av de uppgifter som
ska rapporteras. Harmoniseringen av definitioner av uppgifter är nödvändig för
en korrekt beräkning av växthusgasintensiteten kopplad till den enskilda
leverantörens rapporteringsskyldigheter som utgör ett viktigt bidrag till den
harmoniserade metoden i enlighet med artikel 7a.5 a i direktiv
98/70/EG. Dessa uppgifter omfattar identifiering av leverantören, volymen och
typen av bränsle eller energi som släpps ut på marknaden. 
(13)     Den obligatoriska
rapporteringen från leverantörerna som beskrivs i artikel 7a.1 i direktiv
98/70/EG bör kompletteras med harmoniserade rapporteringskrav, ett
rapporteringsformat och definitioner för medlemsstaternas rapportering till
kommissionen om växthusgasprestanda för bränslen som förbrukas i unionen. Dessa
rapporteringskrav gör det möjligt att uppdatera den fossila motsvarigheten som
beskrivs i punkt 19 i del C i bilaga IV till direktiv 98/70/EG och punkt 19 i
del C i bilaga V, del C, i direktiv 2009/28/EG, kommer att underlätta den
rapportering som krävs i enlighet med artikel 8.3 och artikel 9.2 i
direktiv 98/70/EG och underlätta en uppdatering av beräkningsmetoden till den
tekniska och vetenskapliga utvecklingen för att se till att den uppfyller sitt
syfte. Dessa uppgifter omfattar mängden och typen av bränsle eller energi som
släpps ut på marknaden, inköpsplatsen och ursprunget för bränsle eller energi
som släpps ut på marknaden. 
(14)     Medlemsstaterna bör tillåta
leverantörer att rapportera uppgifter som samlas in i enlighet med en annan
unions- eller nationell lagstiftning för att minska den administrativa bördan
under förutsättning att rapporteringen sker i enlighet med kraven i bilaga IV
och de definitioner som fastställs i bilagorna I och III.
(15)     För att underlätta
rapportering från grupper av leverantörer i enlighet med artikel 7a.4 i
direktiv 98/70/EG, medger artikel 7a.5 c att nödvändiga bestämmelser
införs. Eftersom leverantörerna släpper ut olika bränslen med olika
sammansättning på marknaden och troligtvis använder olika resurser för att
uppfylla målen för minskade växthusgasutsläpp, bör rapporteringen underlättas
för att undvika störningar i den fysiska transporten av bränslen. Därför är det
nödvändigt att harmonisera definitionerna för identifikationen av leverantören,
mängden och typen av bränsle eller energi som släpps ut på marknaden,
inköpsplatsen och ursprung av bränsle eller energi som släpps ut på marknaden.
För att undvika dubbelräkning vid gränsöverskridande gemensam rapportering är
det lämpligt att harmonisera medlemsstaternas rapportering till kommissionen så
att nödvändig information om varje leverantör som utgör en grupp av två eller
fler leverantörer från en eller flera medlemsstater kan göras tillgänglig för
alla berörda myndigheter i medlemsstaterna.
(16)     Enligt artikel 8.3 i direktiv
98/70/EG ska medlemsstater lämna in en årlig rapport om sina nationella
uppgifter om bränslekvalitet för föregående kalenderår i överensstämmelse med
formatet som fastställts i kommissionens beslut 2002/159/EG av den 18 februari
2002[24].
För att täcka ändringar som införts i direktiv 98/70/EG genom Europaparlamentets
och rådets direktiv 2009/30/EG[25]
och de efterföljande ytterligare rapporteringskraven för medlemsstaterna är det
för effektivitetens och harmoniseringens skull nödvändigt att klargöra vilken
information som faller under rapporteringskravet för bränslekvalitetsuppgifter
i artikel 8 i direktiv 98/70/EG, som ska rapporteras och även anta formatet för
inlämning av uppgifter från leverantörer och medlemsstater.
(17)     Kommissionen lade fram ett
förslag till åtgärder till den kommitté som inrättades genom direktiv 98/70/EG
den 23 februari 2012. Kommittén kunde inte avge ett yttrande med den
kvalificerade majoritet som krävs och det är därför lämpligt att kommissionen
lägger fram ett förslag till rådet i enlighet med artikel 5a.4 i rådets
beslut 2006/512/EG.
HÄRIGENOM FÖRESKRIVS FÖLJANDE.
Artikel 1
Tillämpningsområde
Detta direktiv
gäller bränslen som används som drivmedel för vägfordon och mobila maskiner som
inte är avsedda för vägtransport (inklusive fartyg på inre vattenvägar när de
inte är till sjöss), jordbruks- och skogsbrukstraktorer, fritidsbåtar när
de inte är till sjöss samt el för användning i vägfordon.
Artikel 2
Definitioner
Förutom de
definitioner som anges i direktiv 98/70/EG gäller följande definitioner i detta
direktiv:
1.         utsläpp i tidigare led:
utsläpp av växthusgaser som sker innan råvaran kommer till ett raffinaderi
eller en bearbetningsanläggning där bränslet som anges i bilaga I, har
framställts 
2.         naturligt bitumen som
råvara: alla raffinaderiråvaror som
–              
har en densitet enligt American Petroleum Institute
på 10 grader eller mindre när den placeras i en reservoarformation vid utvinningsplatsen
enligt definitionen som föreskrivs i provningsmetoden för American Society for
Testing and Materials (ASTM)[26]D287;
–              
har en årlig medelviskositet vid
reservoartemperatur som är större än den som beräknas med ekvationen Viskositet
(Centipoise) = 518,98e-0,038T; där T är temperaturen i Celsius;
–              
den omfattas av definitionen för oljesand under
koden KN 2714 i den kombinerade nomenklaturen som anges i rådets förordning
(EEG) nr 2658/87[27],
och
–              
om mobilisering av råvaran åstadkoms genom
gruvutvinning eller termiskt påskyndad gravitationsdränering där den termiska
energin huvudsakligen härrör från källor som inte är själva råvarukällan.
3.         oljeskiffer:
raffinaderiråvara från en bergformation som innehåller fast kerogen och som faller
inom definitionen för oljeskiffer under KN 2714 som sammanfattas i förordning
(EEG) nr 2658/8727. Mobilisering av råvarukällan åstadkoms
genom gruvutvinning eller termiskt påskyndad gravitationsdränering.
4.         konventionell råvara:
alla raffinaderiråvor som uppvisar en densitet enligt American Petroleum
Institute som är högre än 10 grader när den befinner sig i en
reservoarformation vid sin ursprungsplats som den uppmäts enligt
provningsmetoden ASTMD287 och som inte faller inom definitionen för KN 2714 som
fastställs i förordning (EEG) nr 2658/8727. 
Artikel 3
            Metod för att beräkna
växthusgasintensiteten för levererade bränslen och energi som inte är
biodrivmedel och leverantörernas rapportering
1.           Vid tillämpning av artikel
7a.2, ska medlemsstaterna säkerställa att leverantörerna använder den metod som
fastställs i bilaga I för att fastställa växthusgasintensiteten för de bränslen
de levererar.
2.           Vid tillämpningen av
artikel 7a.1 andra stycket och artikel 7a.2 i direktiv 98/70/EG ska
medlemsstaterna begära att leverantörerna rapporterar in uppgifter med hjälp av
de definitioner och den beräkningsmetod som fastställs i bilaga I till detta
direktiv. Uppgifterna ska rapporteras årligen med hjälp av mallen i bilaga IV
till detta direktiv.
3.           Medlemsstaterna ska tillämpa
den förenklade metod som fastställs i bilaga I till detta direktiv för
bränsleleverantörer som är små och medelstora företag.
Artikel 4
            Beräkning av lägsta standard
för bränslen och minskningen av växthusgasintensitet 
För att
kontrollera att bränsleleverantörerna uppfyller sina skyldigheter enligt
artikel 7a.2 i direktivet 98/70/EG ska medlemsstaterna kräva att leverantörer
jämför sina minskade växthusgasutsläpp från bränslen och från elektrisk energi
under hela livscykeln med lägsta standard för bränslen som fastställs i bilaga
II till detta direktiv.
Artikel 5
            Medlemsstaternas rapportering 
1.           När de lämnar in rapporter
till kommissionen enligt artikel 8.3 i direktiv 98/70/EG ska medlemsstater ge
kommissionen uppgifter om överensstämmelse med artikel 7a i det direktivet och
bilaga III till detta direktiv.
2.           Medlemsstaterna ska använda
Europeiska miljöbyråns verktyg ReportNet som tillhandahålls i enlighet med
förordning (EG) nr 401/2009[28]
för inlämnande av de uppgifter som anges i bilaga III till detta direktiv.
Medlemsstaterna ska föra över uppgifterna via elektronisk dataöverföring till
det centrala dataarkivet som förvaltas av Europeiska miljöbyrån med hjälp av
den mall som utarbetats på grundval av bilaga IV och finns i den bilagan.
3.           Uppgifterna ska lämnas
årligen i den form som föreskrivs i bilaga IV. Medlemsstaterna ska till
kommissionen anmäla datum för överföringen och namnet på den behöriga myndighet
som ansvarar för att kontrollera och rapportera uppgifterna till kommissionen.
Artikel 6
Sanktioner
Medlemsstaterna ska föreskriva påföljder för
överträdelser av nationella bestämmelser som har antagits med tillämpning av
detta direktiv och ska vidta de åtgärder som krävs för att se till att dessa
påföljder tillämpas. Påföljderna ska vara effektiva, proportionella och
avskräckande. Medlemsstaterna ska anmäla dessa bestämmelser till kommissionen
senast den [tolv månader efter antagandet] och ska snarast möjligt anmäla varje
efterföljande ändring av dem.
Artikel 7
Införlivande
1.           Medlemsstaterna ska senast
den [tolv månader efter antagandet] sätta i kraft de lagar och andra
författningar som är nödvändiga för att följa detta direktiv. De ska genast överlämna
texten till dessa bestämmelser till kommissionen. 
2.           När en medlemsstat antar
dessa bestämmelser ska de innehålla en hänvisning till detta direktiv eller
åtföljas av en sådan hänvisning när de offentliggörs. Närmare föreskrifter om
hur hänvisningen ska göras ska varje medlemsstat själv utfärda.
3.           Medlemsstaterna ska till
kommissionen överlämna texten till de centrala bestämmelser i nationell
lagstiftning som de antar inom det område som omfattas av detta direktiv.
Artikel 8
Ikraftträdande
Detta direktiv träder i kraft den tjugonde
dagen efter det att det har offentliggjorts i Europeiska unionens officiella
tidning.
Artikel 9
Detta direktiv riktar sig till
medlemsstaterna.
Utfärdat i Bryssel den
                                                                       På
rådets vägnar
                                                                       Ordförande
[1]               Direktiv 2009/30/EG, EUT L 140, 5.6.2009, s. 88.
[2]               Den enhet som ansvarar för överföring av bränsle eller
el genom en punkt för punktskatteuppbörd, t.ex. oljeraffinaderi. 
[3]               https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp
för både frågor och svar
[4]               JEC Consortium – ett konsortium som består av
kommissionens gemensamma forskningscentrum, EUCAR och CONCAWE. EU-kommissionen,
bilindustrin och oljeindustrin deltar i detta arbete.
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]             Definieras som råmaterialets handelsnamn. Information om
råolja rapporteras för närvarande enligt rådets förordning (EEG)
nr 2964/95 och lämnas varje kvartal efter omfattande sekretessåtgärder
till kommissionen med undantag av handelsnamnet. Rapporteringen av en
icke-beskrivande beteckning krävs. Handelsnamnet ger en mer exakt beskrivning som
också är mer allmänt erkänt och lättare att koppla till växthusgasutsläppen. En
förteckning över handelsnamn för den vanligaste råoljan som används kommer
därför att anges i genomförandeåtgärden.
[15]             Definieras som det land där den namngivna bearbetningsanläggningen
finns. Medlemsstater får redan denna information via tullagstiftningen. Enligt
artikel 37 i förordning (EG) nr 450/2008
får alla erforderliga uppgifter om ursprungsland för en produkt begäras.
Ursprunget definieras som den plats där produkten genomgick den sista
väsentliga bearbetningen. Särskilda definitioner för omvandlingar som rör
bränslen anges i bilaga 14 och 15 i kommissionens förordning 2454/93.
[16]             Rådets förordning (EG) nr 2964/95 om införande av
registrering inom gemenskapen av import och leveranser av råolja, EGT L 310,
22.12.1995, s. 5.
[17]             EUT L 197, 29.7.2009, s. 24.
[18]             EGT L 253, 11.10.1993, s. 1.
[19]             EUT L 304, 14.11.2008, s. 1.            
[20]             EUT L 140, 5.6.2009, s. 16.
[21]             EUT L 229, 31.8.2007, s. 1.
[22]             EGT L 350, 28.12.1998, s. 58.
[23]             Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/28/EG av den
23 april 2009 om främjande av användningen av energi från förnybara
energikällor och om ändring och ett senare upphävande av direktiven 2001/77/EG
och 2003/30/EG (EUT L 140, 5.6.2009, s. 16).
[24]             Kommissionens beslut 2002/159/EG av den 18 februari 2002
om en mall för föreläggande av en sammanfattning av nationella uppgifter om
bränslekvalitet (EGT L 53, 23.2.2002,
s.30)
[25]             Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/30/EG av den
23 april 2009 om ändring av direktiv 98/70/EG, vad gäller specifikationer för
bensin, diesel och gasoljor och införande av ett system för hur
växthusgasutsläpp ska övervakas och minskas, om ändring av rådets direktiv
1999/32/EG, vad gäller specifikationen för bränsle som används för fartyg på
inre vattenvägar, och om upphävande av direktiv 93/12/EEG (EUT L 140, 5.6.2009,
s. 88).
[26]             American Society for Testing and Materials; http://www.astm.org/index.shtml 
[27]             Rådets förordning (EEG) nr 2658/87 av den 23 juli 1987 om
tulltaxe- och statistiknomenklaturen och om Gemensamma tulltaxan (EGT L 256, 7.
9.1987, s. 1). 
[28]             Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 401/2009 av
den 23 april 2009 om Europeiska miljöbyrån och Europeiska nätverket för
miljöinformation och miljöövervakning (EUT L 126, 21.5.2009, s. 13).
Bilaga I
Metod
för beräkningen och leverantörers rapportering av växthusgasintensiteten 
från bränsle och energi under hela
livscykeln
Del 1:
Vid beräkning av växthusgasintensiteten
från bränsle och energi från en leverantör gäller följande:
1.                      
Växthusgasintensiteten för bränsle och energi ska
uttryckas som gram koldioxidekvivalent per megajoule bränsle (gCO2ekv/MJ).
2.                      
Växthusgaserna som man tar hänsyn till vid
beräkning av växthusgasintensiteten för bränsle ska vara koldioxid (CO2),
dikväveoxid (N2O) och metan (CH4). Vid beräkning av CO2-ekvivalens
ska utsläpp av dessa gaser bedömas uttryckta som CO2-ekvivalenta
utsläpp på följande sätt:
CO2: 1.  
CH4: 25.   N2O: 298
3.                      
Utsläpp från tillverkning av maskiner och
utrustning som används vid utvinning, produktion, raffinering och förbrukning
av fossila bränslen ska inte tas hänsyn till vid beräkningen av växthusgas.
4.                      
En leverantörs växthusgasutsläpp från alla bränslen
under hela livscykeln ska beräknas i enlighet med följande formel:
En leverantörs växthusgasintensitet (#)
= 
Där:
(a)              
”#” avser leverantörens identifikation (person som
är skattskyldig) såsom definierats i förordning (EG) nr 684/2009 i form av
handlarens punktskattenummer (SEED-registreringsnummer eller
momsregistreringsnummer i tabell 1 punkt 5 a i bilaga I till den förordningen
för destinationstypkoderna 1, 2, 3, 4, 5 och 8) identifierad som företaget som
ska betala punktskatten i enlighet med artikel 8 i rådets direktiv 2008/118/EG
vid tiden då den punktskattepliktiga varan släpptes fri för förbrukning i enlighet
med artikel 7.2 i direktiv 2008/118/EG. Om denna identifikation inte är
tillgänglig ska medlemsstaterna se till att motsvarande medel för
identifikation införs i enlighet med ett rapporteringssystem för nationell
punktskatt.
(b)              
”x” innebär de bränsle- och energityper som
omfattas av detta direktiv så som det anges i tabell 1, punkt 17.c i bilaga I
till förordning (EG) nr 684/2009. Om dessa data inte finns tillgängliga
ska medlemsstaterna samla in motsvarande data i enlighet med ett nationellt
upprättat rapporteringssystem.
(c)              
”MJx” är den totala energin som
levererats och omvandlats från de rapporterade volymerna av bränsle “x”,
uttryckt i megajoule. Detta beräknas på följande sätt:
Kvantiteten
bränsle per bränsletyp
Från uppgifter
som rapporterats enligt tabell 1 – punkt 17.d, f och o i bilaga I till
förordning (EG) nr 684/2009. De räknas om till kvantiteter biobränsle med
ett lägre värmevärde enligt den densitet som fastställs i bilaga III till
direktiv 2009/28/EG[1].
Mängder bränslen av icke-biologiskt ursprung omvandlas till ett lägre
värmevärde enligt den densitet som fastställts i tillägg 1 till JEC-rapporten
Well-to-Tank[2].
Samtidig
sambearbetning av fossila bränslen och biobränslen.
Bearbetning
omfattar alla modifieringar under ett levererat bränsles eller energis
livscykel som orsakar en förändring av produktens molekylstruktur. Tillägg av
ett denaturerande medel omfattas inte av denna behandling. Mängden biobränslen
sambearbetade med bränslen av icke-biologiskt ursprung återspeglar biobränslets
tillstånd efter bearbetningen. Energimängden av det sambearbetade biobränslet
ska bestämmas i enlighet med energibalansen och effektiviteten för
sambearbetningsprocessen som fastställs i bilaga IV.17 till direktiv 98/70/EG. 
Där flera
biobränslen blandas med fossila bränslen ska kvantiteten och typen av varje
biobränsle beaktas vid beräkning och rapporteras av leverantörerna till
medlemsstaterna.
Information om
mängden levererat biobränsle som inte uppfyller kraven enligt artikel 7b.1 i
direktiv 98/70/EG ska beräknas som fossilt bränsle.
Blandningar av
bensin-etanol i E85 ska rapporteras som ett separat bränsle enligt artikel 6 i
Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 443/2009[3].

Om kvantiteter
inte samlas in i enlighet med förordning (EG) nr 684/2009 ska
medlemsstaterna samla in motsvarande uppgifter i enlighet med ett nationellt
upprättat rapporteringssystem om punktskatt.
Kvantitet
förbrukad elektrisk energi 
Är den mängd
elektricitet som förbrukats i fordon för vägtrafik eller motorcyklar när en
energileverantör rapporter denna mängd energi till den behöriga myndigheten i
medlemsstaten i enlighet med följande formel: 
Förbrukad
elektrisk energi = körd sträcka (km) x elektrisk energiförbrukningseffektivitet
(MJ/km)
(d)             
UER (upstream emission reduction, utsläppsminskning
i tidigare led)
Utsläppsminskning
i tidigare led är minskade växthusgasutsläpp i tidigare led som en leverantör
gör anspråk på, mätt i gCO2ekv om den kvantifieras och rapporteras i
enlighet med följande krav:
Vad
krävs för att lämna in en ansökan?
Minskningar av
utsläpp av växthusgaser vid olje- och gasproduktions- och utvinningsställen kan
endast tillämpas på standardvärden för utsläppsminskningar i tidigare led för
bensin, diesel, CNG och LPG. 
Minskade
växthusgasutsläpp i tidigare led som härrör från ett land får räknas som en
minskning av växthusgasutsläpp mot bränslen från valfri råvarukälla som
levereras av en leverantör.
Minskade
växthusgasutsläpp i tidigare led ska endast räknas, om de förknippas med
projekt som har påbörjats efter den 1 januari 2011.
Det är inte
nödvändigt att bevisa att utsläppsminskningar i tidigare led inte skulle ha
skett utan rapporteringskravet i artikel 7a.
Beräkning
Minskningar av
växthusgasutsläpp i tidigare led som förknippas med utsläpp från olja och gas
bör beräknas och valideras i enlighet med principer och standarder som lyfts
fram i internationella standarder, i synnerhet ISO 14064, ISO 14065 och ISO
14066.
Utsläppsminskningen
i tidigare led och lägsta standarden för utsläppen ska övervakas, rapporteras
och kontrolleras i enlighet med ISO 14064 och ge resultat med likvärdig
trovärdighet enligt vad som föreskrivs i förordning (EU) nr 600/2012 och
förordning (EU) nr 601/2012. Kontrollen av metoder för uppskattning av
minskningar i tidigare led måste utföras i enlighet med ISO 14064-3 och den organisation
som kontrollerar dessa måste vara godkänd i enlighet med ISO 14065. 
(e)              
GHGix är enheten
växthusgasintensitet för bränsle x uttryckt i gCO2ekv/MJ.
Leverantörerna ska definiera enheten för varje bränsle enligt följande:
Växthusgasintensitet
hos bränslen med ett icke-biologiskt ursprung är den
“viktade växthusgasintensiteten för enheten under hela livscykeln” per
bränsletyp som förtecknas i sista kolumnen i tabellen under del 2 punkt 5 i
denna bilaga.  
Elektrisk
energi beräknas på det sättet det beskrivs i
del 2 punkt 6 nedan.
Växthusgasintensitet
hos biodrivmedel
Växthusgasintensiteten
för biodrivmedel som uppfyller kraven i artikel 7b.1 i direktiv 98/70/EG
beräknas i enlighet med artikel 7d i det direktivet. Om uppgifter om
växthusgasutsläppen från biodrivmedel under hela livscykeln har erhållits i
enlighet med ett avtal eller system som varit föremål för ett beslut enligt
artikel 7c.4 i direktiv 98/70/EG, som omfattar artikel 7b.2 i det
direktivet, ska även dessa uppgifter användas för att fastställa
växthusgasintensiteten för biodrivmedel i enlighet med artikel 7b.1 i det
direktivet. Växthusgasintensiteten hos biodrivmedel som inte uppfyller kraven i
artikel 7b.1 i direktiv 98/70/EG är lika med den växthusgasintensitet hos
respektive fossila bränsle som framställts från konventionell råolja eller gas.
Samtidig
sambearbetning av bränslen av icke-biologiskt
ursprung och biodrivmedel
Växthusgasintensiteten
hos biodrivmedel sambearbetade med fossila bränslen ska återspegla det
bearbetade tillståndet av biodrivmedlet. 
(f)               
AF representerar
korrektionsfaktorerna för drivsystemets effektivitet. 
 Den dominerande omvandlingstekniken || Effektivitetsfaktor 
 Förbränningsmotor || 1 
 Batteridrivet elektiskt drivsystem || 0.4 
 Vätedrivna bränsleceller elektriskt drivsystem || 0.4 
Del 2:
Leverantörernas rapportering
(1)              
Utsläppsminskning i tidigare led
För att
minskningar i tidigare led ska vara berättigade till tillämpningen av denna
metod ska leverantörerna till den myndighet som utsetts av medlemsstaterna
rapportera följande:
(i)      Startdatum för projektet,vilket måste
vara senare än den 1 januari 2011.
(ii)     Årliga utsläppsminskningar i gCO2ekv.
(iii)    Perioden då den påstådda minskningen
ägde rum.
(iv)    Projektets geografiska belägenhet närmast
utsläppskällan i latitud och longitud i grader till den fjärde decimalen.
(v)     Lägsta standarden för årliga utsläpp före
installation av minskningsåtgärder och årliga utsläpp efter att
minskningsåtgärderna har verkställts i gCO2ekv/MJ
för den producerade råvaran. 
(vi)    Ett ej återanvändbart intygsnummer som
unikt identifierar systemet och de hävdade växthusgasminskningarna.
(vii)   Ett ej återanvändbart nummer som unikt
identifierar beräkningsmetoden och det tillhörande systemet.
(viii)  Där projektet avser oljeutvinning, det
årliga historiska medelvärdet för gas-till-olja-kvoten (GOR) och under
rapporteringsåret, i lösning, reservoartryck, djup och
borrhålsproduktionshastighet för råoljan.
(2)              
Ursprung 
Ursprung:
den handelsbeteckning som anges i del 2 punkt 7 i denna bilaga men endast om
leverantörerna innehar information eftersom de i) är en person eller ett
företag som importerar råolja från tredjeländer eller tar emot en
råoljeleverans från en annan medlemsstat i enlighet med artikel 1 i rådets
förordning (EG) nr 2964/95 eller ii) delar information med andra
leverantörer. I alla andra fall ska ursprunget avse om bränslet ursprungligen
kommer från EU eller länder utanför EU.
De uppgifter som
samlas in och rapporteras av leverantörerna till medlemsstaterna om bränslenas
ursprung ska vara konfidentiella, men detta får inte hindra kommissionens
offentliggörande av allmän information eller information i sammanfattad form
som inte innehåller uppgifter om enskilda företag.
Biodrivmedels
ursprung: den produktionskedja för biodrivmedel
som anges i bilaga IV till direktiv 98/70/EG. 
Där flera
råvaror används ska kvantiteten slutprodukter (ton) per typ av varje råvara som
produceras i respektive anläggning under rapporteringsåret anges. 
(3)              
Inköpsställe
Inköpsställe:
det land och namnet på den anläggning där bränslet eller energin genomgick den
sista väsentliga bearbetningen som används för att ge ursprunget hos bränslen
eller energin i enlighet med kommissionens förordning (EEG) nr 2454/93. 
(4)              
Små och medelstora företag
Med undantag för
leverantörer som är små och medelstora företag, är ”ursprung” och
”inköpsställe” antingen EU-baserade eller icke EU-baserade oavsett om de
importerar råolja eller de levererar oljor erhållna ur petroleum eller ur
bituminösa material.
(5)              
Genomsnittliga normalvärden 2010 för
växthusgasutsläpp under hela livscykeln för andra bränslen än biodrivmedel och
elektrisk energi 
 Råvarukälla och process || Bränsle- eller energityp som släppts ut på marknaden || Växthusgasintensitet per energienhet under hela livscykeln (gCO2ekv/MJ) || Viktad växthusgasintensitet per energienhet under hela livscykeln (gCO2ekv/MJ) 
 Konventionell råolja || Bensin || 93.2 ||       93.3 
 Kondenserad naturgas || 94.3 
 Syntetisk olja som utvinns ur kol || 172 
 Naturlig bitumen || 107 
 Oljeskiffer || 131.3 
   ||   
 Konventionell råolja || Diesel eller gasolja || 95 ||       95.1 
 Kondenserad naturgas || 94.3 
 Syntetisk olja som utvinns ur kol || 172 
 Naturlig bitumen || 108.5 
 Oljeskiffer || 133.7 
   ||   
 Alla fossila källor || Motorgas i en motor med gnisttändning || 73.6 || 73.6 
 Naturgas, EU:s energimix || Komprimerad gas i en motor med gnisttändning || 69.3 || 69.3 
 Naturgas, EU:s energimix || Flytande gas i en motor med gnisttändning || 74.5 || 74.5 
 Sabatier-reaktion av väte genom elektrolys av icke-biologisk förnybar energi || Komprimerat syntetiskt metan i en motor med gnisttändning || 3.3 || 3.3 
 Naturgas genom ångreformering || Komprimerad vätgas i en bränslecell || 104.3 || 104.3 
 Elektrolys helt driven av förnybar icke-biologisk energi || Komprimerad vätgas i en bränslecell || 9.1 || 9.1 
 Kol || Komprimerad vätgas i en bränslecell || 234.4 || 234.4 
 Kol med koldioxidinfångning och lagring av processutsläpp || Vätgas i en bränslecell || 52.7 || 52.7 
 Plastavfall som utvinns av fossila råvaror || Bensin, diesel eller gasolja || 86 || 86 
(6)              
Elektrisk energi
För
leverantörers rapportering av elförbrukning till eldrivna fordon och
motorcyklar bör medlemsstaterna beräkna nationella genomsnittliga normalvärden
för hela livscykeln i enlighet med internationella standarder.
Eller så kan
medlemsstaterna tillåta sina leverantörer att fastställa enhetsvärden för
växthusgasintensitet (gCO2ekv/MJ)
för el från uppgifter som rapporteras av medlemsstater på
grundval av
(i)      Europaparlamentets och rådets förordning
(EG) nr 1099/2008 av den 22 oktober 2008 om energistatistik
(ii)     Europaparlamentets och rådets förordning
om en mekanism för att övervaka och rapportera utsläpp av växthusgaser och för
att rapportera annan information på nationell och unionsnivå som är relevant
för klimatförändringen.
(iii)    Kommissionens delegerade förordning (EU)
nr 666/2014 om fastställande av
väsentliga krav på unionens inventeringssystem och beaktande av förändringar i
den globala uppvärmningspotentialen och internationellt överenskomna
inventarieriktlinjer i enlighet med Europaparlamentets och rådets förordning
(EU) nr 525/2013.
(7)              
Handelsnamn
 Land || Handelsnamn || API || Svavel (viktprocent) 
 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 || Ingen uppgift (i.u.) 
 Abu Dhabi || Top Murban || 21 || (i.u.) 
 Abu Dhabi || Upper Zakum || 34.4 || 1.7 
 Algeriet || Arzew || 44.3 || 0.1 
 Algeriet || Hassi Messaoud || 42.8 || 0.2 
 Algeriet || Zarzaitine || 43 || 0.1 
 Algeriet || Algerian || 44 || 0.1 
 Algeriet || Skikda || 44.3 || 0.1 
 Algeriet || Saharan Blend || 45.5 || 0.1 
 Algeriet || Hassi Ramal || 60 || 0.1 
 Algeriet || Algerian Condensate || 64.5 || (i.u.) 
 Algeriet || Algerian Mix || 45.6 || 0.2 
 Algeriet || Algerian Condensate (Arzew) || 65.8 || 0 
 Algeriet || Algerian Condensate (Arzew) || 65.0 || 0 
 Algeriet || Top Algerian || 24.6 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Angola || Cavala-1 || 42.3 || (i.u.) 
 Angola || Sulele (South-1) || 38.7 || (i.u.) 
 Angola || Palanca || 40 || 0.14 
 Angola || Malongo (North) || 30 || (i.u.) 
 Angola || Malongo (South) || 25 || (i.u.) 
 Angola || Nemba || 38.5 || 0 
 Angola || Girassol || 31.3 || (i.u.) 
 Angola || Kuito || 20 || (i.u.) 
 Angola || Hungo || 28.8 || (i.u.) 
 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 
 Argentina || Tierra del Fuego || 42.4 || (i.u.) 
 Argentina || Santa Cruz || 26.9 || (i.u.) 
 Argentina || Escalante || 24 || 0.2 
 Argentina || Canadon Seco || 27 || 0.2 
 Argentina || Hidra || 51.7 || 0.05 
 Argentina || Medanito || 34.93 || 0.48 
 Armenien || Armenian Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Australien || Jabiru || 42.3 || 0.03 
 Australien || Kooroopa (Jurassic) || 42 || (i.u.) 
 Australien || Talgeberry (Jurassic) || 43 || (i.u.) 
 Australien || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || (i.u.) 
 Australien || Woodside Condensate || 51.8 || (i.u.) 
 Australien || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || (i.u.) 
 Australien || Harriet || 38 || (i.u.) 
 Australien || Skua-3 (Challis Field) || 43 || (i.u.) 
 Australien || Barrow Island || 36.8 || 0.1 
 Australien || Northwest Shelf Condensate || 53.1 || 0 
 Australien || Jackson Blend || 41.9 || 0 
 Australien || Cooper Basin || 45.2 || 0.02 
 Australien || Griffin || 55 || 0.03 
 Australien || Buffalo Crude || 53 || (i.u.) 
 Australien || Cossack || 48.2 || 0.04 
 Australien || Elang || 56.2 || (i.u.) 
 Australien || Enfield || 21.7 || 0.13 
 Australien || Gippsland (Bass Strait) || 45.4 || 0.1 
 Azerbajdzjan || Azeri Light || 34.8 || 0.15 
 Bahrain || Bahrain Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Vitryssland || Belarus Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Benin || Seme || 22.6 || 0.5 
 Benin || Benin Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Belize || Belize Light Crude || 40 || (i.u.) 
 Belize || Belize Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Bolivia || Bolivian Condensate || 58.8 || 0.1 
 Brasilien || Garoupa || 30.5 || 0.1 
 Brasilien || Sergipano || 25.1 || 0.4 
 Brasilien || Campos Basin || 20 || (i.u.) 
 Brasilien || Urucu (Upper Amazon) || 42 || (i.u.) 
 Brasilien || Marlim || 20 || (i.u.) 
 Brasilien || Brazil Polvo || 19.6 || 1.14 
 Brasilien || Roncador || 28.3 || 0.58 
 Brasilien || Roncador Heavy || 18 || (i.u.) 
 Brasilien || 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 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Kamerun || Moudi Heavy || 21.3 || (i.u.) 
 Kamerun || Ebome || 32.1 || 0.35 
 Kamerun || Cameroon Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Kanada || Peace River Light || 41 || (i.u.) 
 Kanada || Peace River Medium || 33 || (i.u.) 
 Kanada || Peace River Heavy || 23 || (i.u.) 
 Kanada || Manyberries || 36.5 || (i.u.) 
 Kanada || Rainbow Light and Medium || 40.7 || (i.u.) 
 Kanada || Pembina || 33 || (i.u.) 
 Kanada || Bells Hill Lake || 32 || (i.u.) 
 Kanada || Fosterton Condensate || 63 || (i.u.) 
 Kanada || Rangeland Condensate || 67.3 || (i.u.) 
 Kanada || Redwater || 35 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Kanada || Sarnium Condensate || 57.7 || (i.u.) 
 Kanada || Saskatchewan Light || 32.9 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Kanada || Canadian Common Condensate || 55 || (i.u.) 
 Kanada || Canadian Common || 39 || 0.3 
 Kanada || Waterton Condensate || 65.1 || (i.u.) 
 Kanada || Panuke Condensate || 56 || (i.u.) 
 Kanada || Federated Light and Medium || 39.7 || 2 
 Kanada || Wabasca || 23 || (i.u.) 
 Kanada || Hibernia || 37.3 || 0.37 
 Kanada || BC Light || 40 || (i.u.) 
 Kanada || Boundary || 39 || (i.u.) 
 Kanada || Albian Heavy || 21 || (i.u.) 
 Kanada || Koch Alberta || 34 || (i.u.) 
 Kanada || Terra Nova || 32.3 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Kanada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20.9 || (i.u.) 
 Kanada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20.03 || 2.62 
 Kanada || Christina Lake || 20.5 || 3 
 Kanada || CNRL || 34 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Kanada || Western Canadian Resid || 20.7 || (i.u.) 
 Kanada || Christina Dilbit Blend || 21.0 || (i.u.) 
 Kanada || Christina Lake Dilbit || 38.08 || 3.80 
 Chile || Chile Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Tchad || Doba Blend (Early Production) || 24.8 || 0.14 
 Tchad || Doba Blend (Later Production) || 20.8 || 0.17 
 Kina || Taching (Daqing) || 33 || 0.1 
 Kina || Shengli || 24.2 || 1 
 Kina || Beibu || (i.u.) || (i.u.) 
 Kina || Chengbei || 17 || (i.u.) 
 Kina || Lufeng || 34.4 || (i.u.) 
 Kina || Xijiang || 28 || (i.u.) 
 Kina || Wei Zhou || 39.9 || (i.u.) 
 Kina || Liu Hua || 21 || (i.u.) 
 Kina || Boz Hong || 17 || 0.282 
 Kina || Peng Lai || 21.8 || 0.29 
 Kina || Xi Xiang || 32.18 || 0.09 
 Colombia || Onto || 35.3 || 0.5 
 Colombia || Putamayo || 35 || 0.5 
 Colombia || Rio Zulias || 40.4 || 0.3 
 Colombia || Orito || 34.9 || 0.5 
 Colombia || Cano-limon || 30.8 || 0.5 
 Colombia || Lasmo || 30 || (i.u.) 
 Colombia || Cano Duya-1 || 28 || (i.u.) 
 Colombia || Corocora- 1 || 31.6 || (i.u.) 
 Colombia || Suria Sur-1 || 32 || (i.u.) 
 Colombia || Tunane- 1 || 29 || (i.u.) 
 Colombia || Casanare || 23 || (i.u.) 
 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 
 Kongo (Brazzaville) || Emeraude || 23.6 || 0.5 
 Kongo (Brazzaville) || Djeno Blend || 26.9 || 0.3 
 Kongo (Brazzaville) || Viodo Marina-1 || 26.5 || (i.u.) 
 Kongo (Brazzaville) || Nkossa || 47 || 0.03 
 Kongo (Kinshasa) || Muanda || 34 || 0.1 
 Kongo (Kinshasa) || Congo/Zaire || 31.7 || 0.1 
 Kongo (Kinshasa) || Coco || 30.4 || 0.15 
 Elfenbenskusten || Espoir || 31.4 || 0.3 
 Elfenbenskusten || Lion Cote || 41.1 || 0.101 
 Danmark || Dan || 30.4 || 0.3 
 Danmark || Gorm || 33.9 || 0.2 
 Danmark || 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 || (i.u.) 
 Ecuador || Frontera- 1 || 30.7 || (i.u.) 
 Ecuador || Bogi- 1 || 21.2 || (i.u.) 
 Ecuador || Napo || 19 || 2 
 Ecuador || Napo Light || 19.3 || (i.u.) 
 Egypten || Belayim || 27.5 || 2.2 
 Egypten || El Morgan || 29.4 || 1.7 
 Egypten || Rhas Gharib || 24.3 || 3.3 
 Egypten || Gulf of Suez Mix || 31.9 || 1.5 
 Egypten || Geysum || 19.5 || (i.u.) 
 Egypten || East Gharib (J-1) || 37.9 || (i.u.) 
 Egypten || Mango- 1 || 35.1 || (i.u.) 
 Egypten || Rhas Budran || 25 || (i.u.) 
 Egypten || Zeit Bay || 34.1 || 0.1 
 Egypten || East Zeit Mix || 39 || 0.87 
 Ekvatorialguinea || Zafiro || 30.3 || (i.u.) 
 Ekvatorialguinea || Alba Condensate || 55 || (i.u.) 
 Ekvatorialguinea || 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 || (i.u.) 
 Gabon || Rabi-Kouanga || 34 || 0.6 
 Gabon || T’Catamba || 44.3 || 0.21 
 Gabon || Rabi || 33.4 || 0.06 
 Gabon || Rabi Blend || 34 || (i.u.) 
 Gabon || Rabi Light || 37.7 || 0.15 
 Gabon || Etame Marin || 36 || (i.u.) 
 Gabon || Olende || 17.6 || 1.54 
 Gabon || Gabonian Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Georgien || Georgian Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Ghana || Bonsu || 32 || 0.1 
 Ghana || Salt Pond || 37.4 || 0.1 
 Guatemala || Coban || 27.7 || (i.u.) 
 Guatemala || Rubelsanto || 27 || (i.u.) 
 Indien || Bombay High || 39.4 || 0.2 
 Indonesien || Minas (Sumatron Light) || 34.5 || 0.1 
 Indonesien || Ardjuna || 35.2 || 0.1 
 Indonesien || Attaka || 42.3 || 0.1 
 Indonesien || Suri || 18.4 || 0.2 
 Indonesien || Sanga Sanga || 25.7 || 0.2 
 Indonesien || Sepinggan || 37.9 || 0.9 
 Indonesien || Walio || 34.1 || 0.7 
 Indonesien || Arimbi || 31.8 || 0.2 
 Indonesien || Poleng || 43.2 || 0.2 
 Indonesien || Handil || 32.8 || 0.1 
 Indonesien || Jatibarang || 29 || 0.1 
 Indonesien || Cinta || 33.4 || 0.1 
 Indonesien || Bekapai || 40 || 0.1 
 Indonesien || Katapa || 52 || 0.1 
 Indonesien || Salawati || 38 || 0.5 
 Indonesien || Duri (Sumatran Heavy) || 21.1 || 0.2 
 Indonesien || Sembakung || 37.5 || 0.1 
 Indonesien || Badak || 41.3 || 0.1 
 Indonesien || Arun Condensate || 54.5 || (i.u.) 
 Indonesien || Udang || 38 || 0.1 
 Indonesien || Klamono || 18.7 || 1 
 Indonesien || Bunya || 31.7 || 0.1 
 Indonesien || Pamusian || 18.1 || 0.2 
 Indonesien || Kerindigan || 21.6 || 0.3 
 Indonesien || Melahin || 24.7 || 0.3 
 Indonesien || Bunyu || 31.7 || 0.1 
 Indonesien || Camar || 36.3 || (i.u.) 
 Indonesien || Cinta Heavy || 27 || (i.u.) 
 Indonesien || Lalang || 40.4 || (i.u.) 
 Indonesien || Kakap || 46.6 || (i.u.) 
 Indonesien || Sisi- 1 || 40 || (i.u.) 
 Indonesien || Giti- 1 || 33.6 || (i.u.) 
 Indonesien || Ayu- 1 || 34.3 || (i.u.) 
 Indonesien || Bima || 22.5 || (i.u.) 
 Indonesien || Padang Isle || 34.7 || (i.u.) 
 Indonesien || Intan || 32.8 || (i.u.) 
 Indonesien || Sepinggan - Yakin Mixed || 31.7 || 0.1 
 Indonesien || Widuri || 32 || 0.1 
 Indonesien || Belida || 45.9 || 0 
 Indonesien || Senipah || 51.9 || 0.03 
 Iran || Iranian Light || 33.8 || 1.4 
 Iran || Iranian Heavy || 31 || 1.7 
 Iran || Soroosh (Cyrus) || 18.1 || 3.3 
 Iran || Dorrood (Darius) || 33.6 || 2.4 
 Iran || Rostam || 35.9 || 1.55 
 Iran || Salmon (Sassan) || 33.9 || 1.9 
 Iran || Foroozan (Fereidoon) || 31.3 || 2.5 
 Iran || Aboozar (Ardeshir) || 26.9 || 2.5 
 Iran || Sirri || 30.9 || 2.3 
 Iran || Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend) || 27.1 || 2.5 
 Iran || Bahr/Nowruz || 25.0 || 2.5 
 Iran || Iranian Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Irak || Basrah Light ( Pers. Gulf) || 33.7 || 2 
 Irak || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35.1 || 1.9 
 Irak || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Irak || Basrah Light (Red Sea) || 33.7 || 2 
 Irak || Kirkuk (Red Sea) || 36.1 || 1.9 
 Irak || Mishrif (Red Sea) || 28 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 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 
 Kazakstan || Kumkol || 42.5 || 0.07 
 Kazakstan || CPC Blend || 44.2 (i.u.) || 0.54 
 Kuwait || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31.4 || 2.5 
 Kuwait || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || (i.u.) 
 Kuwait || Burgan (Wafra) || 23.3 || 3.4 
 Libyen || Bu Attifel || 43.6 || 0 
 Libyen || Amna (high pour) || 36.1 || 0.2 
 Libyen || Brega || 40.4 || 0.2 
 Libyen || Sirtica || 43.3 || 0.43 
 Libyen || Zueitina || 41.3 || 0.3 
 Libyen || Bunker Hunt || 37.6 || 0.2 
 Libyen || El Hofra || 42.3 || 0.3 
 Libyen || Dahra || 41 || 0.4 
 Libyen || Sarir || 38.3 || 0.2 
 Libyen || Zueitina Condensate || 65 || 0.1 
 Libyen || El Sharara || 42.1 || 0.07 
 Malaysia || Miri Light || 36.3 || 0.1 
 Malaysia || Tembungo || 37.5 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Malaysia || Pulai || 42.6 || (i.u.) 
 Malaysia || Dulang || 39 || 0.037 
 Mauretanien || Chinguetti || 28.2 || 0.51 
 Mexiko || Isthmus || 32.8 || 1.5 
 Mexiko || Maya || 22 || 3.3 
 Mexiko || Olmeca || 39 || (i.u.) 
 Mexiko || Altamira || 16 || (i.u.) 
 Mexiko || Topped Isthmus || 26.1 || 1.72 
 Nederländerna || Alba || 19.59 || (i.u.) 
 Neutral Zone || Eocene (Wafra) || 18.6 || 4.6 
 Neutral Zone || Hout || 32.8 || 1.9 
 Neutral Zone || Khafji || 28.5 || 2.9 
 Neutral Zone || Burgan (Wafra) || 23.3 || 3.4 
 Neutral Zone || Ratawi || 23.5 || 4.1 
 Neutral Zone || Neutral Zone Mix || 23.1 || (i.u.) 
 Neutral Zone || Khafji Blend || 23.4 || 3.8 
 Nigeria || Forcados Blend || 29.7 || 0.3 
 Nigeria || Escravos || 36.2 || 0.1 
 Nigeria || Brass River || 40.9 || 0.1 
 Nigeria || Qua Iboe || 35.8 || 0.1 
 Nigeria || Bonny Medium || 25.2 || 0.2 
 Nigeria || Pennington || 36.6 || 0.1 
 Nigeria || Bomu || 33 || 0.2 
 Nigeria || Bonny Light || 36.7 || 0.1 
 Nigeria || Brass Blend || 40.9 || 0.1 
 Nigeria || Gilli Gilli || 47.3 || (i.u.) 
 Nigeria || Adanga || 35.1 || (i.u.) 
 Nigeria || Iyak- 3 || 36 || (i.u.) 
 Nigeria || Antan || 35.2 || (i.u.) 
 Nigeria || OSO || 47 || 0.06 
 Nigeria || Ukpokiti || 42.3 || 0.01 
 Nigeria || Yoho || 39.6 || (i.u.) 
 Nigeria || Okwori || 36.9 || (i.u.) 
 Nigeria || Bonga || 28.1 || (i.u.) 
 Nigeria || ERHA || 31.7 || 0.21 
 Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0.09 
 Nigeria || Akpo || 45.17 || 0.06 
 Nigeria || EA || 38 || (i.u.) 
 Nigeria || Agbami || 47.2 || 0.044 
 Norge || Ekofisk || 43.4 || 0.2 
 Norge || Tor || 42 || 0.1 
 Norge || Statfjord || 38.4 || 0.3 
 Norge || Heidrun || 29 || (i.u.) 
 Norge || Norwegian Forties || 37.1 || (i.u.) 
 Norge || Gullfaks || 28.6 || 0.4 
 Norge || Oseberg || 32.5 || 0.2 
 Norge || Norne || 33.1 || 0.19 
 Norge || Troll || 28.3 || 0.31 
 Norge || Draugen || 39.6 || (i.u.) 
 Norge || Sleipner Condensate || 62 || 0.02 
 Oman || Oman export || 36.3 || 0.8 
 Papua Nya Guinea || Kutubu || 44 || 0.04 
 Peru || Loreto || 34 || 0.3 
 Peru || Talara || 32.7 || 0.1 
 Peru || High Cold Test || 37.5 || (i.u.) 
 Peru || Bayovar || 22.6 || (i.u.) 
 Peru || Low Cold Test || 34.3 || (i.u.) 
 Peru || Carmen Central-5 || 20.7 || (i.u.) 
 Peru || Shiviyacu- 23 || 20.8 || (i.u.) 
 Peru || Mayna || 25.7 || (i.u.) 
 Filippinerna || Nido || 26.5 || (i.u.) 
 Filippinerna || Filippinerna Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Qatar || Dukhan || 41.7 || 1.3 
 Qatar || Qatar Marine || 35.3 || 1.6 
 Qatar || Qatar Land || 41.4 || (i.u.) 
 Ras al-Khaimah || Rak Condensate || 54.1 || (i.u.) 
 Ras al-Khaimah || Ras al-Khaimah || (i.u.) || (i.u.) 
 Ryssland || Urals || 31 || 2 
 Ryssland || Russian Export Blend || 32.5 || 1.4 
 Ryssland || M 100 || 17.6 || 2.02 
 Ryssland || M100 Heavy || 16.67 || 2.09 
 Ryssland || Siberian Light || 37.8 || 0.4 
 Ryssland || E 4 (Gravenshon) || 19.84 || 1.95 
 Ryssland || E4 Heavy || 18 || 2.35 
 Ryssland || Purovsky Condensate || 64.1 || 0.01 
 Ryssland || Sokol || 39.7 || 0.18 
 Saudiarabien || Light (Pers. Gulf) || 33.4 || 1.8 
 Saudiarabien || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27.9 || 2.8 
 Saudiarabien ||  Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30.8 || 2.4 
 Saudiarabien || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37.8 || 1.1 
 Saudiarabien || Light (Yanbu) || 33.4 || 1.2 
 Saudiarabien || Heavy (Yanbu) || 27.9 || 2.8 
 Saudiarabien || Medium (Yanbu) || 30.8 || 2.4 
 Saudiarabien || Berri (Yanbu) || 37.8 || 1.1 
 Saudiarabien || Medium (Zuluf/Marjan) || 31.1 || 2.5 
 Sharjah || Mubarek Sharjah || 37 || 0.6 
 Sharjah || Sharjah Condensate || 49.7 || 0.1 
 Singapore || Rantau || 50.5 || 0.1 
 Spanien || Amposta Marina North || 37 || (i.u.) 
 Spanien || Casablanca || 34 || (i.u.) 
 Spanien || El Dorado || 26.6 || (i.u.) 
 Syrien || Syrian Straight || 15 || (i.u.) 
 Syrien || Thayyem || 35 || (i.u.) 
 Syrien || Omar Blend || 38 || (i.u.) 
 Syrien || Omar || 36.5 || 0.1 
 Syrien || Syrian Light || 36 || 0.6 
 Syrien || Souedie || 24.9 || 3.8 
 Thailand || Erawan Condensate || 54.1 || (i.u.) 
 Thailand || Sirikit || 41 || (i.u.) 
 Thailand || Nang Nuan || 30 || (i.u.) 
 Thailand || Bualuang || 27 || (i.u.) 
 Thailand || Benchamas || 42.4 || 0.12 
 Trinidad och Tobago || Galeota Mix || 32.8 || 0.3 
 Trinidad och Tobago || Trintopec || 24.8 || (i.u.) 
 Trinidad och Tobago || Land/Trinmar || 23.4 || 1.2 
 Trinidad och Tobago || Calypso Miscellaneous || 30.84 || 0.59 
 Tunisien || Zarzaitine || 41.9 || 0.1 
 Tunisien || Ashtart || 29 || 1 
 Tunisien || El Borma || 43.3 || 0.1 
 Tunisien || Ezzaouia- 2 || 41.5 || (i.u.) 
 Turkiet || Turkish Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Ukraina || Ukraine Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 Förenade kungariket || Auk || 37.2 || 0.5 
 Förenade kungariket || Beatrice || 38.7 || 0.05 
 Förenade kungariket || Brae || 33.6 || 0.7 
 Förenade kungariket || Buchan || 33.7 || 0.8 
 Förenade kungariket || Claymore || 30.5 || 1.6 
 Förenade kungariket || S.V. (Brent) || 36.7 || 0.3 
 Förenade kungariket || Tartan || 41.7 || 0.6 
 Förenade kungariket || Tern || 35 || 0.7 
 Förenade kungariket || Magnus || 39.3 || 0.3 
 Förenade kungariket || Dunlin || 34.9 || 0.4 
 Förenade kungariket || Fulmar || 40 || 0.3 
 Förenade kungariket || Hutton || 30.5 || 0.7 
 Förenade kungariket || N.W. Hutton || 36.2 || 0.3 
 Förenade kungariket || Maureen || 35.5 || 0.6 
 Förenade kungariket || Murchison || 38.8 || 0.3 
 Förenade kungariket || Ninian Blend || 35.6 || 0.4 
 Förenade kungariket || Montrose || 40.1 || 0.2 
 Förenade kungariket || Beryl || 36.5 || 0.4 
 Förenade kungariket || Piper || 35.6 || 0.9 
 Förenade kungariket || Forties || 36.6 || 0.3 
 Förenade kungariket || Brent Blend || 38 || 0.4 
 Förenade kungariket || Flotta || 35.7 || 1.1 
 Förenade kungariket || Thistle || 37 || 0.3 
 Förenade kungariket || S.V. (Ninian) || 38 || 0.3 
 Förenade kungariket || Argyle || 38.6 || 0.2 
 Förenade kungariket || Heather || 33.8 || 0.7 
 Förenade kungariket || South Birch || 38.6 || (i.u.) 
 Förenade kungariket || Wytch Farm || 41.5 || (i.u.) 
 Förenade kungariket || Cormorant. North || 34.9 || 0.7 
 Förenade kungariket || Cormorant. South (Cormorant “A”) || 35.7 || 0.6 
 Förenade kungariket || Alba || 19.2 || (i.u.) 
 Förenade kungariket || Foinhaven || 26.3 || 0.38 
 Förenade kungariket || Schiehallion || 25.8 || (i.u.) 
 Förenade kungariket || Captain || 19.1 || 0.7 
 Förenade kungariket || Harding || 20.7 || 0.59 
 Amerikanska Alaska || ANS || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska Colorado || Niobrara || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska New Mexico || Four Corners || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska North Dakota || Bakken || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska North Dakota || North Dakota Sweet || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska Texas || WTI || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska Texas || Eagle Ford || (i.u.) || (i.u.) 
 Amerikanska Utah || Covenant || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Beta || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Carpinteria || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Dos Cuadras || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Hondo || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Hueneme || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Pescado || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Point Arguello || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Point Pedernales || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Sacate || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Santa Clara || (i.u.) || (i.u.) 
 US Federal OCS || Sockeye || (i.u.) || (i.u.) 
 Uzbekistan || Uzbekistan Miscellaneous || (i.u.) || (i.u.) 
 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 Joaquín || 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 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 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 || (i.u.) 
 Venezuela || BCF-Heavy || 16.7 || (i.u.) 
 Venezuela || BCF-Medium || 22 || (i.u.) 
 Venezuela || Caripito Blend || 17.8 || (i.u.) 
 Venezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18.1 || (i.u.) 
 Venezuela || Morichal || 10.6 || (i.u.) 
 Venezuela || Pedenales || 20.1 || (i.u.) 
 Venezuela || Quiriquire || 16.3 || (i.u.) 
 Venezuela || Tucupita || 17 || (i.u.) 
 Venezuela || Furrial- 2 (E. Venezuela) || 27 || (i.u.) 
 Venezuela || Curazao Blend || 18 || (i.u.) 
 Venezuela || Santa Barbara || 36.5 || (i.u.) 
 Venezuela || Cerro Negro || 15 || (i.u.) 
 Venezuela || BCF 22 || 21.1 || 2.11 
 Venezuela || Hamaca || 26 || 1.55 
 Venezuela || Zuata 10 || 15 || (i.u.) 
 Venezuela || Zuata 20 || 25 || (i.u.) 
 Venezuela || Zuata 30 || 35 || (i.u.) 
 Venezuela || Monogas || 15.9 || 3.3 
 Venezuela || Corocoro || 24 || (i.u.) 
 Venezuela || Petrozuata || 19.5 || 2.69 
 Venezuela || Morichal 16 || 16 || (i.u.) 
 Venezuela || Guafita || 28.6 || 0.73 
 Vietnam || Bach Ho (White Tiger) || 38.6 || 0 
 Vietnam || Dai Hung (Big Bear) || 36.9 || 0.1 
 Vietnam || Rang Dong || 37.7 || 0.5 
 Vietnam || Ruby || 35.6 || 0.08 
 Vietnam || Su Tu Den (Black Lion) || 36.8 || 0.05 
 Jemen || North Yemeni Blend || 40.5 || (i.u.) 
 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 
 Alla || Oljeskiffer || (i.u.) || (i.u.) 
 Alla || Skifferolja || (i.u.) || (i.u.) 
 Alla || Naturgas: från källa || (i.u.) || (i.u.) 
 Alla || Naturgas: från LNG || (i.u.) || (i.u.) 
 Alla || Skiffergas: från källa || (i.u.) || (i.u.) 
 Alla || Kol || (i.u.) || (i.u.) 
Bilaga
  II
Beräkning
av basnivån för växthusgasintensiteten för fossila bränslen
Metod
(a)              
Basnivån för växthusgasintensiteten beräknas
baserat på unionens medelvärden för förbrukning av fossila bränslen för bensin,
diesel, gasolja, LPG och CNG, där:
Beräkning
av basnivån för växthusgasintensitet
=     
Där:
x representerar
de olika bränslena och energibärarna som faller inom ramen för direktivet och
som definieras i tabellen nedan
GHGix
är enheten växthusgasintensitet för den årliga leveransen som sålts på
marknaden av bränsle x, eller energibärare som faller inom ramen för detta
direktiv, uttryckt i gCO2ekv/MJ.
De värden för fossila bränslen som presenteras i del 2 punkt 5 i bilaga I ska
användas.
MJx
är den totala energin som levererats och omvandlats från de rapporterade volymerna
av bränsle x, uttryckt i megajoule.
(b)              
Förbrukningsuppgifter
De
förbrukningsuppgifter som används för beräkning av värdet är följande:
 Bränsle || Energiförbrukning (MJ) || Källa 
 diesel || 7,894,969 x 106 || Medlemsstaternas rapportering till UNFCCC år 2010   
 gasoljor för mobila maskiner || 240,763 x 106 
 bensin || 3,844,356 x 106 
 Motorgas (LPG) || 217,563 x 106 
 CNG || 51,037 x 106 
Växthusgasintensitet
Växthusgasintensiteten
för 2010 ska vara: 94,1 gCO2ekv/MJ
Bilaga
III
Medlemsstatens
rapportering till kommissionen
1.           Medlemsstaterna ska senast
den 30 juni varje år rapportera de uppgifter som anges i punkt 3. Uppgifterna
ska rapporteras för all bränsle- och energi som släppts ut på marknaden i
medlemsstaten. Där flera biobränslen blandas med fossila bränslen ska uppgifter
om varje biobränsle anges.
2.           Följande
uppgifter som räknas upp i punkt 3 ska rapporteras separat för bränsle eller
energi som släpps ut på marknaden av leverantörer i medlemsstaten (inbegripet gemensamma
leverantörer som är verksamma i en enda medlemsstat) och leveranser som släppts
till marknader i två eller flera medlemsstater av gemensamma leverantörer
(leverantörer som är gemensamma för flera medlemsstater). Gemensamt
rapporterade uppgifter från leverantörer för flera medlemsstater måste delas upp
ytterligare för de samverkande leverantörernas medlemsstat.
3.           För
varje bränsle ska medlemsstaterna rapportera följande uppgifter till
kommissionen sammanställda enligt punkt 2 och såsom det definieras i bilaga I:
(a)              
Typ av bränsle eller energi.
(b)              
Volym eller kvantitet av elektrisk energi.
(c)              
Växthusgasintensitet. 
(d)             
Utsläppsminskningar i tidigare led.
(e)              
Varors ursprung.
(f)               
Inköpsställe.
Bilaga
IV
Mall
för rapportering av uppgifter om överensstämmelse mellan rapporterade uppgifter
Bränsle – en enda leverantör
Bränsle – gemensamma leverantörer
Elektricitet
Källa – en enda leverantör8
Källa – gemensamma leverantörer8
Inköpsställe9
Total energi som rapporteras och minskning som uppnås
per medlemsstat
noteringar om Formatet
Mallen
för leverantörernas rapportering är identisk med mallen för medlemsstaternas
rapportering.
De
skuggade rutorna behöver inte fyllas i.
1.
Identifikation av leverantören definieras i bilaga I, del 1, punkt 4.a.
2.
Kvantiteten bränsle definieras i bilaga I del 1 punkt 4.c.
3.
API-densiteten definieras enligt testmetod ASTM D287.
4.
Växthusgasintensiteten definieras i bilaga I, del 1, punkt 4.e.
5.
Utsläppsminskningar i tidigare led definieras i bilaga I del 1 punkt 4.d.
Rapportering fastställs i bilaga I del 2 punkt 1.
6.
Kvantiteten el definieras i bilaga I del 2 punkt 6.
7.
Bränsletyper och motsvarande KN-nummer definieras i bilaga I del 1 punkt 4.b.
8.
Ursprung definieras i bilaga I del 2 punkt 2 och bilaga I del 2 punkt 4.
9.
Inköpsställe definieras i bilaga I del 2 punkt 3 och bilaga I del 2 punkt 4.
10.
Den totala volymen kan överstiga den totala volymen av den faktiska bränsle-
och elektriska energiförbrukningen eftersom denna summa skulle kunna inbegripa
volymer från leverantörer som rapporterar tillsammans med leverantörer från
andra medlemsstater.
[1]               Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/28/EG av den
23 april 2009 om främjande av användningen av energi från förnybara
energikällor och om ändring och ett senare upphävande av direktiven 2001/77/EG
och 2003/30/EG (EUT L 140, 5.6.2009, s. 16).
[2]               http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf
[3]               EUT L 140, 5.6.2009, s. 1.