CELEX: 52014PC0617
Language: de
Date: 2014-10-06
Title: Vorschlag für eine RICHTLINIE DES RATES zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Anforderungen an die Berichterstattung gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen

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		52014PC0617
		
			Vorschlag für eine RICHTLINIE DES RATES zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Anforderungen an die Berichterstattung gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */
			
				
		
		
			
			   	BEGRÜNDUNG
1.           KONTEXT DES VORSCHLAGS
Das am 22. April 2009 verabschiedete
Klima- und Energiepaket des Rates und des Parlaments sollte bis 2020 eine
Verringerung der Treibhausgasemissionen um 20 % bewirken. Es umfasste eine
Änderung der Richtlinie 98/70/EG[1]
über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen.
Durch die geänderte Richtlinie werden Anbieter[2] verpflichtet, die
Lebenszyklustreibhausgasintensität von zur Verwendung in Straßenfahrzeugen
bestimmten Kraftstoffen und anderer (elektrischer) Energie sowie von zur
Verwendung in mobilen Maschinen und Geräten bestimmten Kraftstoffen bis zum
Ende des Erfüllungszeitraums im Jahr 2020 um 6 % zu mindern. Diese
Zielvorgabe würde es den Mitgliedstaaten außerdem erleichtern, ihre nicht durch
das Emissionshandelssystem (EU-EHS) vorgegebenen Ziele zu erreichen. Dieser
neue Aspekt wird mit Artikel 7a der Richtlinie eingeführt, der als Effekt
eine Norm für CO2-arme Kraftstoffe in das Unionsrecht einbringt. Die
Richtlinie verpflichtet Anbieter darüber hinaus, von 2011 an den von den
Mitgliedstaaten bezeichneten Behörden Angaben unter anderem zur
Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu übermitteln. 
Die Minderung um 6 % dürfte voraussichtlich
durch den Einsatz von Biokraftstoffen und Strom sowie durch die Verringerung
der Abfackelung und Entlüftung von Gasen bei der Förderung der fossilen
Einsatzstoffe für Kraftstoffe erreicht werden.
Gemäß Artikel 7a Absatz 5 muss die
Kommission die zur Durchführung des Artikels erforderlichen Maßnahmen nach dem
Regelungsverfahren mit Kontrolle erlassen. Die Kommission ist somit befugt,
Durchführungsmaßnahmen für den Mechanismus für die Überwachung und Verringerung
der Treibhausgasemissionen zu erlassen. Die Kommission wurde insbesondere
ersucht, Vorschläge zu prüfen zu
–              
einem Verfahren zur Berechnung der
Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus
nichtbiologischen Quellen (die Elemente für die Berechnung der
Treibhausgasemissionen von Biokraftstoffen sind bereits in Anhang IV der
Richtlinie enthalten);
–              
einem Verfahren zur Berechnung des Basiswerts der
Treibhausgasintensität von fossilen Kraftstoffen, der als Referenzwert für die
Messung der Zielerfüllung herangezogen wird;
–              
der Berechnung und Überprüfung der
Treibhausgasintensität des von Elektrofahrzeugen verbrauchten Stroms;
–              
allen Vorschriften, die zur Erfüllung der
Anforderung erforderlich sind, nach der zwei oder mehr Anbieter aus einem oder
mehreren Mitgliedstaaten ihre Treibhausgasintensität gemeinsam mitteilen
dürfen;
–              
allen sonstigen zur Anwendung des Artikels 7a
erforderlichen Bestimmungen.
Der Entwurf dieser Richtlinie befasst sich mit
allen fünf vorgenannten Aspekten. 
In Artikel 7a Absatz 1 der
Richtlinie 98/70/EG sind die Berichterstattungspflichten der Anbieter
festgelegt. Diese werden ergänzt durch harmonisierte Definitionen der
gemeldeten Daten und durch Anforderungen an die Berichterstattung der
Mitgliedstaaten an die Kommission in Bezug auf die Treibhausgasbilanz der in
der Union verbrauchten Kraftstoffe. Diese Anforderungen an die
Berichterstattung ermöglichen es, die fossile Vergleichsgröße für Kraftstoffe
gemäß Anhang IV Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 98/70/EG und
Anhang V Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 2009/28/EG auf den
neuesten Stand zu bringen, und vereinfachen die obligatorische
Berichterstattung gemäß Artikel 8 Absatz 3 und Artikel 9
Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG.
2.           ERGEBNISSE DER
KONSULTATIONEN DER INTERESSIERTEN KREISE UND DER FOLGENABSCHÄTZUNGEN
Im Juli 2009 wurde eine öffentliche
Konsultation[3]
eingeleitet, in deren Mittelpunkt die im Richtlinienentwurf enthaltenen Punkte
standen. Im Januar 2010 fand ein Treffen der Interessengruppen statt, an dem
der Mineralöl- und der Biokraftstoffsektor, die Mitgliedstaaten und NRO
teilnahmen. Im März 2010 erörterten die Kommissionsdienststellen mit den
Mitgliedstaaten ein Konzeptpapier, um den Entwurf der Richtlinie
weiterzuentwickeln. Darüber hinaus hat sich die Kommission bei der Ausarbeitung
des derzeitigen Vorschlags auf folgende Arbeiten gestützt:
–              
die Arbeiten des JEC-Konsortiums und seine Studie
„Well to wheels“[4];
–              
die Brandt-Studie über Naturbitumen[5];
–              
die Brandt-Studie über Ölschiefer[6];
–              
die ICCT-Studie über sonstige Rohöle[7].
Die Arbeiten von Dr. Brandt wurden von
externen Gutachtern geprüft, deren Feststellungen am 27. Mai 2011 bei
einer öffentlichen Tagung mit den Interessenvertretern erörtert wurden[8]. Auch die Arbeiten des
ICCT wurden externen Gutachtern zur Prüfung vorgelegt, deren Feststellungen am
20. Februar 2014 bei einer öffentlichen Tagung mit den Interessenvertretern
erörtert wurden[9].
Nachdem der Richtlinienentwurf, mit dem das
Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen
nichtbiologischen Ursprungs und aus in Straßenfahrzeugen eingesetztem Strom
harmonisiert wird, ohne Ergebnis mit dem Ausschuss für Kraftstoffqualität
erörtert worden war[10],
erstellte die Kommission im Jahr 2013 eine Folgenabschätzung, in der sie alle
vorgeschlagenen Durchführungsoptionen bewertete. Das dieser Bewertung zugrunde
liegende Konzept wurde auf zwei Workshops der Interessenvertreter vom
20. Dezember 2012 und vom 15. April 2013 vorgestellt[11].
Gleichzeitig bemühte sich die Kommission, in
Erfahrung zu bringen, ob die Industrie Vorschriften für Anbieter wünschte, die
ihre Reduktionsziele gemeinsam erreichen könnten. Trotz mehrerer
diesbezüglicher Anfragen äußerte sich die Industrie nicht. Die Kommission kam
daher zu dem Schluss, dass – abgesehen von harmonisierten Begriffsbestimmungen
und einem Berichterstattungsmechanismus – derzeit keine speziellen Vorschriften
nötig sind.
3.           RECHTLICHE ASPEKTE DES
VORSCHLAGS
Die wichtigsten Aspekte des
Richtlinienentwurfs in Bezug auf das Verfahren zur Berechnung der
Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus
nichtbiologischen Quellen sind Folgende: 
–              
die Verwendung eines einzigen durchschnittlichen
Standardwerts zur Darstellung der Treibhausgasintensität je Einheit und
Kraftstoffart;
–              
die harmonisierte jährliche Berichterstattung der
Anbieter an die Mitgliedstaaten und der Mitgliedstaaten an die Kommission, die
für die Überwachung der THG-Emissionssenkungen in der Union und für die
Anpassung der Berechnungsverfahren an den technischen und wissenschaftlichen
Fortschritt erforderlich ist.
Entwicklung des ausgewählten
Berechnungsverfahrens und der Anforderungen an die Berichterstattung
Im Mittelpunkt der der Folgenabschätzung
zugrunde liegenden Arbeiten standen die Genauigkeit der bewerteten Verfahren
zur Berechnung der Treibhausgasemissionen sowie die Befolgungskosten und der
Verwaltungsaufwand, der für die Anbieter und die Mitgliedstaaten mit der
Einhaltung von Artikel 7a der Richtlinie 98/70/EG verbunden wäre. 
Eine ungenaue Berichterstattung untergräbt die
Erreichung der in der Richtlinie über Kraftstoffqualität vorgesehenen
Zielvorgabe für die Treibhausgasintensität und beeinflusst einseitig die Art
und Weise, in der die Belastung auf die Kraftstoffanbieter verteilt wird. Die
Genauigkeit des Berechnungsverfahrens hängt zum einen vom gewählten Verfahren
und zum anderen von der Genauigkeit der zugrunde liegenden Daten ab. Verfahren,
die auf einer stärkeren Differenzierung der Einsatzstoffe beruhen, führen zu
genaueren Ergebnissen. Die Genauigkeit der Daten ist auch eng an die Angaben zu
den Emissionen aus der Förderung und Verarbeitung der Einsatzstoffe („vorgelagerte
Emissionen“) gekoppelt. Die Daten[12], die den Werten in dem
mit dem Ausschuss für Kraftstoffqualität erörterten Entwurf zugrunde liegen,
beruhen auf freiwilligen Mitteilungen des Verbands der Öl- und Gasproduzenten.
Sie beziehen sich auf weniger als die Hälfte des in der Union raffinierten
Rohöls und enthalten keine Angaben zu importierten Produkten. Die neuesten
Untersuchungen und Daten zu den Einsatzstoffen, aus denen zwischen 60 %[13] und 90 %7 der in der Union verbrauchten fossilen
Kraftstoffe hergestellt werden, ergeben durchschnittliche
Lebenszyklusemissionen, die um rund 5 % höher sind als die Werte, die sich
aus den Daten ergeben, die dem Ausschuss für Kraftstoffqualität in dem
Vorschlag von 2011 vorgelegt wurden. Dies wird hauptsächlich auf deutlich
höhere und sehr unterschiedliche vorgelagerte CO2-Emissionen
fossiler Kraftstoffe zurückgeführt. Bei der Intensität der vorgelagerten
Treibhausgasemissionen aus konventionellen Einsatzstoffen gibt es erhebliche
Unterschiede, und bei der Förderung aus unkonventionellen Ölquellen sind häufig
höhere Treibhausgasintensitäten zu beobachten. Deswegen wird eine harmonisierte
Datenberichterstattung die Genauigkeit der gemeldeten Emissionen verbessern.
Die Genauigkeit des Berechnungsverfahrens
hängt eng damit zusammen, wie hoch der Anteil hochintensiver Einsatzstoffe bei
der Kraftstoffproduktion ist. Deswegen müssen die Mitteilungen zum Ursprung[14] und zum Ort des
Erwerbs[15]
von Kraftstoffen harmonisiert werden. Allerdings müssen diese Mitteilungen mit
den geltenden EU-Rechtsvorschriften über das Registrierungssystem für
Rohöleinfuhren und ‑lieferungen in der EU[16] vereinbar sein. 
Nach der diesem Vorschlag zugrunde liegenden
Analyse betragen die Zusatzkosten pro Liter Kraftstoff bei allen geprüften
Berechnungsverfahren 0,03 bis 0,04 Eurocent. Die höchsten Zusatzkosten ergeben
sich dann, wenn die Anbieter - statt der EU-Durchschnittswerte pro
Kraftstoffart für alle Einsatzstoffe - Treibhausgaswerte auf der Grundlage von
anbieterspezifischen Emissionen oder des EU-Durchschnitts der Emissionen pro
verwendetem Einsatzstoff übermitteln müssten. Dies führt zu dem Schluss, dass
die optimale Option keine Mitteilung von einsatzstoffspezifischen
Treibhausgaswerten durch die Anbieter vorsehen sollte. Das vorgeschlagene
Verfahren setzt somit voraus, dass die Anbieter einen EU-Durchschnittswert der
Treibhausgasemissionsintensität für jeden Kraftstoff übermitteln.
Gemäß Artikel 7a Absatz 4 der
Richtlinie 98/70/EG können Gruppen von Anbietern sich dafür entscheiden,
die Minderungsverpflichtung von 6 % gemeinsam zu erfüllen. Artikel 7a
Absatz 5 Buchstabe c der Richtlinie sieht den Erlass der „für die
Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften“ vor. Zur einfacheren
Verwendung eines gemeinsamen Berichterstattungssystems für Anbieter aus
verschiedenen Mitgliedstaaten, die sich auf eine gemeinsame Berichterstattung
geeinigt haben, müssen daher die Begriffsbestimmungen für die Kennung des
Anbieters, das Kraftstoff- oder Energievolumen, die Art des Kraftstoffs oder
des Energieträgers, den Ort des Erwerbs und den Ursprung des in Verkehr
gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers harmonisiert werden. Um bei
grenzüberschreitender, gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter eine
Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Berichterstattung
der Mitgliedstaaten an die Kommission so zu harmonisieren, dass die
erforderlichen Angaben zu jedem Anbieter, der einer Gruppe von zwei oder mehr
Anbietern aus einem oder mehreren Mitgliedstaaten angehört, den Behörden aller
betroffenen Mitgliedstaaten zugänglich gemacht werden können.
Um den Verwaltungsaufwand zu verringern,
sollten die Mitgliedstaaten den Anbietern eine Berichterstattung unter
Verwendung von Daten erlauben, die im Rahmen anderer EU- oder einzelstaatlicher
Rechtsvorschriften erhoben wurden, sofern die Berichterstattung den
Anforderungen in Anhang IV genügt. Zu solchen EU-Rechtsvorschriften
gehören unter anderem die Verordnung (EG) Nr. 684/2009 der Kommission vom
24. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2008/118/EG des Rates
in Bezug auf die EDV-gestützten Verfahren für die Beförderung
verbrauchsteuerpflichtiger Waren unter Steueraussetzung[17], die
Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission vom 2. Juli 1993 mit
Durchführungsvorschriften zu der Verordnung (EWG) Nr. 2913/92 des
Rates zur Festlegung des Zollkodex der Gemeinschaften[18], die Verordnung (EG)
Nr. 1099/2008 über die Energiestatistik[19],
die Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom
23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren
Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien
2001/77/EG und 2003/30/EG[20]
und deren Durchführungsbestimmungen, die Entscheidung 2007/589/EG der
Kommission vom 18. Juli 2007 zur Festlegung von Leitlinien für die
Überwachung und Berichterstattung betreffend Treibhausgasemissionen im Sinne
der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates[21] sowie die Verordnung
(EG) Nr. 2964/95 des Rates zur Schaffung eines Registrierungssystems für
Rohöleinfuhren und -lieferungen in der Gemeinschaft.
Finanzielle Auswirkungen
Im Rahmen der Folgenabschätzung wurde auch die
Wettbewerbsfähigkeit der Branche in der Union erörtert. Offenbar werden keine
wesentlichen Auswirkungen auf Unternehmen (einschließlich Raffinerien)
erwartet. Dies ergibt sich daraus, dass der voraussichtliche Anstieg des
Tankstellenpreises vernachlässigbar ist und dass der Folgenabschätzung zufolge
praktisch alle diese Kosten abgewälzt werden. 
2014/0286 (NLE)
Vorschlag für eine
RICHTLINIE DES RATES
zur Festlegung von Berechnungsverfahren und
Anforderungen an die Berichterstattung gemäß der Richtlinie 98/70/EG des
Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und
Dieselkraftstoffen
DER RAT DER EUROPÄISCHEN UNION —
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise
der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 98/70/EG des
Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 1998 über die
Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der
Richtlinie 93/12/EWG des Rates[22],
insbesondere auf Artikel 7a Absatz 5,
auf Vorschlag der Europäischen Kommission,
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1)       Das
gemäß Artikel 7a Absatz 5 der Richtlinie 98/70/EG aufzustellende
Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und
anderen Energieträgern aus nichtbiologischen Quellen sollte zu einer
hinreichend genauen Berichterstattung führen, so dass die Kommission kritisch
die Leistung von Kraftstoffanbietern bei der Erfüllung ihrer Pflichten gemäß
Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG bewerten kann. Das
Berechnungsverfahren sollte für Messgenauigkeit sorgen und gleichzeitig die
Komplexität der damit verbundenen Verwaltungsvorschriften berücksichtigen.
Darüber hinaus sollte es den Anbietern Anreize dafür geben, die
Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu verringern. Außerdem sollte sorgfältig geprüft werden, wie sich das Verfahren auf
Raffinerien in der Union auswirkt. Deswegen sollte sich das
Berechnungsverfahren auf die durchschnittlichen Treibhausgasintensitäten
stützen, die einem für eine bestimmte Kraftstoffquelle typischen
Industriedurchschnitt entsprechen („durchschnittliche Standardwerte“). Der
Vorteil dabei ist ein geringerer Verwaltungsaufwand für Anbieter und
Mitgliedstaaten. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt sollte das vorgeschlagene
Verfahren keine Differenzierung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen auf
der Grundlage der Rohstoffquelle erfordern, da dies den laufenden Investitionen
in bestimmte Raffinerien in der Union abträglich wäre.
(2)       Die Anforderungen an die
Berichterstattung von Kraftstoffanbietern, die kleine oder mittlere Unternehmen
(KMU) im Sinne der Empfehlung 2003/61/EG der Kommission sind, sollten im Rahmen
von Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG so gering wie möglich
gehalten werden. In vergleichbarer Weise sollten die Einführer von außerhalb
der EU raffinierten Otto- und Dieselkraftstoffen nicht verpflichtet sein,
Einzelheiten zu den Quellen der Rohöle, aus denen diese Kraftstoffe gewonnen
wurden, zu übermitteln, da diese Angaben möglicherweise nicht vorliegen oder
schwierig zu erhalten sind.
(3)       Um Anreize für weitere
Reduktionen der Treibhausgasemissionen zu bieten, sollten Einsparungen, die für
Reduktionen vorgelagerter Emissionen, einschließlich aus dem Abfackeln und
Entlüften, geltend gemacht werden, in die Berechnung der
Lebenszyklustreibhausgasemissionen der Anbieter einbezogen werden. Damit die
Kraftstoffanbieter leichter Einsparungen vorgelagerter Emissionen geltend machen
können, sollte für die Berechnung und Bescheinigung von Emissionsreduktionen
der Einsatz unterschiedlicher Emissionsregelungen zugelassen werden. In
Betracht kommen sollten nur Projekte zur Reduktion vorgelagerter Emissionen,
die nach Festsetzung des Basiswerts in Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe
b, also nach dem 1. Januar 2011, angelaufen sind.
(4)       Gewichtete durchschnittliche
Treibhausgasstandardwerte bieten ein einfaches Verfahren, nach dem die
Kraftstoffanbieter den Treibhausgasgehalt der von ihnen gelieferten Kraftstoffe
bestimmen können. Solche für das Rohölangebot in der EU repräsentativen Werte
sind unter anderem in dem Bericht „Well to Wheel“ (Version 4) des
JEC-Konsortiums, in den im Auftrag der Europäischen Kommission von Dr. A.
Brandt durchgeführten Studien über Naturbitumen und Ölschiefer sowie in den
Arbeiten zum Thema vorgelagerte Emissionen enthalten, die der Internationale
Rat für sauberen Verkehr für die Europäische Kommission im Zusammenhang mit der
Schätzung der Treibhausgasemissionen aus der Ölproduktion (oil production
greenhouse gas emissions estimator) in Verbindung mit den in der EU
verbrauchten Rohölen durchgeführt hat.
(5)       Reduktionen der
Treibhausgasemissionen in Zusammenhang mit vorgelagerten Emissionen aus Öl und
Gas sollten nach Grundsätzen und Normen geschätzt werden, die in
internationalen Normen, namentlich ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066
enthalten sind.
(6)       Gemäß Artikel 7a
Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren zur
Festlegung der aggregierten Treibhausgasintensität der in der Europäischen
Union im Jahr 2010 verwendeten Kraftstoffe nichtbiologischen Ursprungs
(„Kraftstoffbasiswert“) eingeführt werden. Der Basiswert sollte sich auf die
Mengen von Diesel- und Ottokraftstoff, Gasöl für mobile Maschinen und Geräte,
Flüssiggas und komprimiertem Erdgas stützen und die Daten heranziehen, die im
Jahr 2010 offiziell an die UN-Klimarahmenkonvention weitergegeben wurden. Der
Kraftstoffbasiswert sollte nicht die fossile Vergleichsgröße sein, die
verwendet wird, um die Einsparungen von Treibhausgasemissionen aus
Biokraftstoffen zu berechnen; diese sollte wie in Anhang IV der
Richtlinie 98/70/EG festgelegt bestehen bleiben.
(7)       Da sich die Zusammensetzung
des maßgeblichen fossilen Kraftstoffmixes von einem Jahr zum anderen nur wenig
ändert, dürfte auch die aggregierte Veränderung der Treibhausgasintensität
fossiler Kraftstoffe im Laufe der Jahre gering sein. Daher sollten dem
Kraftstoffbasiswert die durchschnittlichen EU-Verbrauchswerte aus dem
Jahr 2010 zugrunde gelegt werden, welche die Mitgliedstaaten an die
UN-Klimarahmenkonvention übermittelt haben. 
(8)       Der Kraftstoffbasiswert aus
dem Jahr 2010 sollte einen Durchschnittswert für die Intensität der
vorgelagerten Treibhausgasemissionen und einen Durchschnittswert für die
Treibhausgasintensität komplexer Raffinerien für fossile Kraftstoffe
darstellen. Deswegen sollte der Basiswert anhand des Standardwerts für den
jeweiligen Kraftstoff berechnet werden. Der Kraftstoffbasisemissionswert sollte
im Zeitraum bis 2020 nicht geändert werden, um den Kraftstoffanbietern
Rechtssicherheit in Bezug auf ihre Verpflichtungen zur Minderung der
Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu bieten. 
(9)       Gemäß Artikel 7a
Absatz 5 Buchstabe d der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren
zur Berechnung des Beitrags von Straßenfahrzeugen mit Elektroantrieb festgelegt
werden. Diesem Artikel zufolge sollte das Verfahren mit Artikel 3
Absatz 4 der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des
Rates[23]
vereinbar sein. Um die Vereinbarkeit zu gewährleisten, sollte derselbe
Anpassungsfaktor für die Antriebsstrangeffizienz verwendet werden. 
(10)     Die Anbieter können gemäß
Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG den für die Verwendung im
Straßenverkehr gelieferten Strom in ihren Jahresberichten an die
Mitgliedstaaten angeben. Zur Begrenzung der Verwaltungskosten empfiehlt es
sich, das Verfahren für die Zwecke der Anbieterberichterstattung auf eine
Schätzung und nicht auf eine tatsächliche Messung des Stromverbrauchs durch ein
Straßenfahrzeug oder Motorrad mit Elektroantrieb zu stützen.
(11)     Es ist angezeigt, für die
Fälle, in denen ein Biokraftstoff und ein fossiler Kraftstoff im selben
Verfahren verarbeitet werden, ein ausführliches Konzept für die Schätzung der
Menge und der Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen vorzusehen. Ein
spezielles Verfahren ist deshalb erforderlich, weil die resultierende
Biokraftstoffmenge nicht gemessen werden kann, wie beispielsweise bei der
gemeinsamen Hydrobehandlung von pflanzlichen Ölen mit einem fossilen
Kraftstoff. Gemäß Artikel 7d Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollten die
Lebenszyklustreibhausgasemissionen für die Zwecke des Artikels 7a und des
Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie nach ein und demselben Verfahren
berechnet werden. Deswegen haben die Zertifikate von Treibhausgasemissionen von
anerkannten Systemen auf Freiwilligkeitsbasis sowohl für die Zwecke des
Artikels 7a als auch für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 2 der
Richtlinie 98/70/EG Gültigkeit. 
(12)     Die obligatorische
Anbieterberichterstattung gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie
98/70/EG sollte durch ein harmonisiertes Format und Definitionen der zu
übermittelnden Daten ergänzt werden. Da die Daten wichtig sind für das
harmonisierte Verfahren gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe a der
Richtlinie 98/70/EG, müssen die Definitionen der Daten harmonisiert werden,
damit im Zusammenhang mit den Berichterstattungspflichten eines einzelnen
Anbieters die Treibhausgasintensität ordnungsgemäß berechnet werden kann. Diese
Daten umfassen die Kennung des Anbieters sowie das Volumen und die Art der in
Verkehr gebrachten Kraftstoffe oder Energieträger, 
(13)     Die obligatorische
Anbieterberichterstattung gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie
98/70/EG sollte durch harmonisierte Anforderungen an die Berichterstattung, ein
Berichterstattungsformat und Definitionen für die Berichterstattung der
Mitgliedstaaten an die Kommission zur Treibhausgasbilanz der in der Union
verbrauchten Kraftstoffe ergänzt werden. Diese Anforderungen an die Berichterstattung
ermöglichen es, die in Anhang IV Teil C Ziffer 19 der Richtlinie
98/70/EG und in Anhang V Teil C Ziffer 19 der Richtlinie
2009/28/EG beschriebene fossile Vergleichsgröße für Kraftstoffe zu
aktualisieren, erleichtern die Berichterstattung gemäß Artikel 8
Absatz 3 und Artikel 9 Absatz 2 die Richtlinie 98/70/EG und
erleichtern die Anpassung des Berechnungsverfahrens an den technischen und
wissenschaftlichen Fortschritt, so dass sichergestellt ist, dass es den
verfolgten Zweck erfüllt. Die betreffenden Daten schließen das in Verkehr
gebrachte Kraftstoff- oder Energievolumen, die Art des Kraftstoffs und des
Energieträgers, den Ort des Erwerbs und den Ursprung des in Verkehr gebrachten
Kraftstoffs oder Energieträgers ein. 
(14)     Um den Verwaltungsaufwand zu
verringern, sollten die Mitgliedstaaten den Anbietern erlauben, die
Anforderungen an die Berichterstattung durch Verwendung gleichwertiger Daten zu
erfüllen, die im Rahmen anderer EU- oder nationaler Rechtsvorschriften erhoben
wurden, sofern die Berichterstattung den Anforderungen in Anhang IV und
den Begriffsbestimmungen in den Anhängen I und III genügt.
(15)     Um Gruppen von Anbietern gemäß
Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG die Berichterstattung zu
erleichtern, sind gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe c der
Richtlinie die für die Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften
zu erlassen. Da die einzelnen Anbieter verschiedene Kraftstoffe mit
unterschiedlicher Zusammensetzung in Verkehr bringen und deswegen möglicherweise
in unterschiedlichem Maß Ressourcen mobilisieren müssen, um das Reduktionsziel
für Treibhausgase zu erreichen, sollte die Berichterstattung erleichtert
werden, um eine Störung der physischen Verbringung von Kraftstoffen zu
vermeiden. Deswegen müssen die Begriffsbestimmungen der Kennung des Anbieters,
des in Verkehr gebrachten Kraftstoff- oder Energievolumens, der Art des
Kraftstoffs und des Energieträgers, des Orts des Erwerbs und des Ursprungs des
in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers harmonisiert werden. Um
bei grenzüberschreitender, gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter eine
Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Berichterstattung
der Mitgliedstaaten an die Kommission so zu harmonisieren, dass die
erforderlichen Angaben zu jedem Anbieter, der einer Gruppe von zwei oder mehr
Anbietern aus einem oder mehreren Mitgliedstaaten angehört, den Behörden aller
betroffenen Mitgliedstaaten zugänglich gemacht werden können.
(16)     Gemäß Artikel 8
Absatz 3 der Richtlinie 98/70/EG müssen die Mitgliedstaaten jährlich einen
Bericht über die nationalen Daten zur Kraftstoffqualität für das vorangegangene
Jahr vorlegen, der dem Muster entspricht, das in der Entscheidung 2002/159/EG
der Kommission vom 18. Februar 2002[24]
festgelegt wurde. Um die durch die Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates[25]
vorgenommenen Änderungen der Richtlinie 98/70/EG und die damit verbundenen
zusätzlichen Anforderungen an die Berichterstattung der Mitgliedstaaten
abzudecken, ist es der Effizienz und Harmonisierung halber notwendig, klar zu
bestimmen, welche Angaben, die unter die Verpflichtung zur Berichterstattung
über Daten zur Kraftstoffqualität gemäß Artikel 8 der
Richtlinie 98/70/EG fallen, übermittelt werden sollten, und ein Muster für
die Übermittlung dieser Daten durch die Anbieter und die Mitgliedstaaten
festzulegen.
(17)     Die Kommission legte dem mit
der Richtlinie 98/70/EG eingesetzten Ausschuss am 23. Februar 2012 den
Entwurf einer Maßnahme vor. Der Ausschuss konnte keine Stellungnahme mit der
erforderlichen qualifizierten Mehrheit abgeben, weswegen die Kommission gemäß
Artikel 5a Absatz 4 des Beschlusses 2006/512/EG des Rates den
Vorschlag dem Rat unterbreiten sollte –
HAT FOLGENDE RICHTLINIE ERLASSEN:
Artikel 1
Geltungsbereich
Diese Richtlinie
gilt für Kraftstoffe, die für den Antrieb von Straßenkraftfahrzeugen und
mobilen Maschinen und Geräten (einschließlich nicht auf See befindlicher
Binnenschiffe) sowie von land- und forstwirtschaftlichen Zugmaschinen und nicht
auf See befindlichen Sportbooten verwendet werden, und für in Straßenfahrzeugen
verwendeten Strom.
Artikel 2
Begriffsbestimmungen
Im Sinne dieser
Richtlinie und zusätzlich zu den in der Richtlinie 98/70/EG bereits enthaltenen
Begriffsbestimmungen bezeichnet der Ausdruck
1.         „vorgelagerte Emissionen“
sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in
eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang I
genannte Kraftstoff hergestellt wurde; 
2.         „Naturbitumenrohstoff“ jede
Quelle für Raffinerierohstoffe,
–              
die in einer Lagerstättenformation am Förderort
einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute) von
höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American
Society for Testing and Materials“ (ASTM)[26],
aufweisen;
–              
die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei
Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung
Viskosität (in Centipoise) = 518,98e-0,038T berechnete Viskosität;
dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius;
–              
die der Definition für bituminöse Sande des
KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates[27]
entsprechen und
–              
deren Quelle durch Bergbau oder thermisch
unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie
hauptsächlich aus anderen Quellen als der Einsatzstoffquelle selbst gewonnen
wird;
3.         „Ölschieferrohstoff“ jede
Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes
Kerogen enthalten und der Definition für ölhaltigen Schiefer des
KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/8727 entsprechen. Die Rohstoffquelle wird durch
Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen;
4.         „konventionelles Rohöl“
jeder Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort
einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287,
aufweist und nicht der Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung
(EWG) Nr. 2658/8727 entspricht. 
Artikel 3
            Verfahren zur Berechnung der
Treibhausgasintensität von gelieferten Kraftstoffen und Energie, mit Ausnahme
von Biokraftstoffen, und zur einschlägigen Berichterstattung durch die
Kraftstoffanbieter
(1)          Für die Zwecke von
Artikel 7a Absatz 2 sorgen die Mitgliedstaaten dafür, dass die
Kraftstoffanbieter die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten
Kraftstoffe nach dem Verfahren gemäß Anhang I bestimmen.
(2)          Für die Zwecke von
Artikel 7a Absatz 1 Unterabsatz 2 und Artikel 7a Absatz 2
der Richtlinie 98/70/EG verlangen die Mitgliedstaaten von den
Kraftstoffanbietern, bei der Datenübermittlung die Begriffsbestimmungen und das
Berechnungsverfahren in Anhang I der vorliegenden Richtlinie
heranzuziehen. Die Daten werden jährlich mithilfe des Musters in Anhang IV
übermittelt.
(3)          Bei Kraftstoffanbietern, die
kleine oder mittlere Unternehmen sind, wenden die Mitgliedstaaten das
vereinfachte Verfahren gemäß Anhang I an.
Artikel 4
            Berechnung des Kraftstoffbasiswerts
und der Reduktion der Treibhausgasintensität 
Zur Überprüfung
der Einhaltung der Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 der
Richtlinie 98/70/EG durch die Kraftstoffanbieter verlangen die Mitgliedstaaten
von diesen, die von ihnen erzielten Verringerungen der
Lebenszyklustreibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und Strom mit dem
Kraftstoffbasiswert gemäß Anhang II der vorliegenden Richtlinie zu
vergleichen.
Artikel 5
            Berichterstattung durch die
Mitgliedstaaten 
(1)          Im Rahmen der
Berichterstattung an die Kommission gemäß Artikel 8 Absatz 3 der
Richtlinie 98/70/EG übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission Daten
zur Einhaltung von Artikel 7a der genannten Richtlinie nach Maßgabe von
Anhang III der vorliegenden Richtlinie.
(2)          Die Mitgliedstaaten verwenden
bei der Vorlage der Daten nach Anhang III die gemäß der Verordnung (EG)
Nr. 401/2009[28]
zur Verfügung gestellten ReportNet-Anwendungen der Europäischen Umweltagentur.
Die Mitgliedstaaten übermitteln die Daten in dem in Anhang IV enthaltenen
und nach Maßgabe dieses Anhangs ausgefüllten Muster elektronisch an das von der
Europäischen Umweltagentur verwaltete zentrale Datenarchiv.
(3)          Die Daten werden jährlich in
dem in Anhang IV vorgegebenen Format übermittelt. Die Mitgliedstaaten
teilen der Kommission den Übermittlungszeitpunkt und den Namen der
Kontaktperson in der Behörde mit, die für die Überprüfung der Daten und ihre
Übermittlung an die Kommission zuständig ist.
Artikel 6
Sanktionen
Die Mitgliedstaaten legen fest, welche Sanktionen bei
einem Verstoß gegen die nationalen Vorschriften zur Umsetzung dieser Richtlinie
zu verhängen sind, und treffen die zu deren Durchsetzung erforderlichen
Maßnahmen. Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und
abschreckend sein. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Bestimmungen
spätestens bis zum [zwölf Monate nach Verabschiedung] mit und unterrichten sie
unverzüglich über alle späteren Änderungen dieser Bestimmungen.
Artikel 7
Umsetzung
(1)          Die Mitgliedstaaten erlassen
die erforderlichen Rechts- und Verwaltungsvorschriften, um dieser Richtlinie
spätestens am [zwölf Monate nach Verabschiedung] nachzukommen. Sie teilen der
Kommission unverzüglich den Wortlaut dieser Vorschriften mit. 
(2)          Bei Erlass dieser
Vorschriften nehmen die Mitgliedstaaten in den Vorschriften selbst oder durch
einen Hinweis bei der amtlichen Veröffentlichung auf die vorliegende Richtlinie
Bezug. Die Mitgliedstaaten regeln die Einzelheiten der Bezugnahme.
(3)          Die Mitgliedstaaten teilen
der Kommission den Wortlaut der wichtigsten nationalen Vorschriften mit, die
sie auf dem unter diese Richtlinie fallenden Gebiet erlassen.
Artikel 8
Inkrafttreten
Diese Richtlinie tritt am zwanzigsten Tag nach
ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Artikel 9
Diese Richtlinie ist an die Mitgliedstaaten
gerichtet.
Geschehen zu Brüssel am […]
                                                                       Im
Namen des Rates
                                                                       Der
Präsident
[1]               Richtlinie 2009/30/EG, ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 88.
[2]               Die Rechtsperson, die für die Abgabe von Kraftstoff oder
Strom an einer Verbrauchsteuerstelle zuständig ist, z. B. das
Ölraffinerieunternehmen. 
[3]               https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp,
Fragen und Antworten
[4]               Dem JEC-Konsortium gehören die Gemeinsame
Forschungsstelle (JRC), die Vereinigung der Automobilhersteller für Forschung
und Entwicklung in Europa (EUCAR) und der von Mineralölgesellschaften
gegründete Zusammenschluss für Umwelt, Gesundheit und Sicherheit in der
Raffinerieindustrie (CONCAWE) an. Somit sind die Kommission, die
EU-Automobilindustrie und die Mineralölindustrie an diesen Arbeiten beteiligt.
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]               Internationaler Rat für sauberen Verkehr (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]             Definiert als der Handelsname des Einsatzstoffs. Angaben
zu Rohöl werden derzeit gemäß der Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates
übermittelt und vierteljährlich - ohne Handelsnamen - nach stringenten
Datenschutzmaßnahmen an die Kommission weitergeleitet. Es ist eine unspezifische
Bezeichnung zu übermitteln. Der Handelsname ist eine präzisere Beschreibung,
die zudem bekannter ist und leichter mit THG-Emissionen in Verbindung gebracht
werden kann. Deswegen werden in der Durchführungsmaßnahme die Handelsnamen
gängig verwendeter Rohöle aufgelistet.
[15]             Definiert als der Name des Landes und der
Verarbeitungsanlage. Die Mitgliedstaaten erhalten diese Angaben bereits im
Rahmen zollrechtlicher Bestimmungen. Namentlich gemäß Artikel 37 der Verordnung
(EG) Nr. 450/2008 ist das Ersuchen um notwendige Informationen
zum Ursprungsland einer Ware zulässig. Der Ursprung ist definiert als der Ort,
an dem die Ware der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen
wurde. Spezielle Begriffsbestimmungen für Be- und Verarbeitungsmaßnahmen in
Bezug auf Kraftstoffe sind in den Anhängen 14 und 15 der Verordnung
(EWG) Nr. 2454/93 der Kommission enthalten.
[16]             Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates zur Schaffung
eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und ‑lieferungen in der
Gemeinschaft (ABl. L 310 vom 22.12.1995, S. 5).
[17]             ABl. L 197 vom 29.7.2009, S. 24.
[18]             ABl. L 253 vom 11.10.1993, S. 1.
[19]             ABl. L 304 vom 14.11.2008, S. 1.    
[20]             ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16.
[21]             ABl. L 229 vom 31.8.2007, S. 1.
[22]             ABl. L 350 vom 28.12.1998, S. 58.
[23]             Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und
des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus
erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der
Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009,
S. 16).
[24]             Entscheidung 2002/159/EG der Kommission vom
18. Februar 2002 über ein gemeinsames Muster für die Vorlage der
zusammenfassenden Darstellungen der nationalen Daten zur Kraftstoffqualität (ABl. L 53 vom 23.2.2002, S. 30).
[25]             Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des
Rates vom 23. April 2009 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick
auf die Spezifikationen für Otto-, Diesel- und Gasölkraftstoffe und die
Einführung eines Systems zur Überwachung und Verringerung der
Treibhausgasemissionen sowie zur Änderung der Richtlinie 1999/32/EG des Rates
im Hinblick auf die Spezifikationen für von Binnenschiffen gebrauchte
Kraftstoffe und zur Aufhebung der Richtlinie 93/12/EWG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 88).
[26]             American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml 
[27]             Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23. Juli 1987
über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen
Zolltarif (ABl. L 256 vom 7.9.1987, S. 1). 
[28]             Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen
Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die Europäische
Umweltagentur und das Europäische Umweltinformations- und
Umweltbeobachtungsnetz (ABl. L 126 vom 21.5.2009, S. 13).
Anhang I
Verfahren
für die Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen und
Energieträgern und die Berichterstattung darüber durch Kraftstoffanbieter
Teil 1:
Bei der Berechnung der
Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Anbieters von
Kraftstoffen gilt:
1.                      
Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und
Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff
(gCO2Äq/MJ) angegeben.
2.                      
Für die Berechnung der Treibhausgasintensität von
Kraftstoffen werden die Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Stickoxid
(N2O) und Methan (CH4) berücksichtigt. Zur Berechnung der
CO2-Äquivalenz werden Emissionen dieser Gase wie folgt nach
Emissionen in CO2-Äquivalent gewichtet:
CO2:
1;   CH4: 25;   N2O: 298
3.                      
Die Emissionen aus der Herstellung von Maschinen
und Ausrüstungen für die Förderung, Produktion, Raffinierung und den Verbrauch
von fossilen Kraftstoffen fließen nicht in die Berechnung von
Treibhausgasemissionen ein.
4.                      
Die Treibhausgasintensität eines Kraftstoffanbieters,
die sich aus dem Lebenszyklus sämtlicher gelieferter Kraftstoffe ergibt, wird
nach der nachstehenden Formel berechnet:
Treibhausgasintensität eines Anbieters (#)
= 
Dabei ist
(a)              
„#“ die in der Verordnung (EG) Nr. 684/2009
definierte Verbrauchsteuernummer des Anbieters (Steuerpflichtiger)
(Verbrauchsteuernummer oder Umsatzsteuer-Identifikationsnummer in Anhang I
Tabelle 1 Ziffer 5 Buchstabe a der Verordnung für die
Bestimmungsort-Codes 1, 2, 3, 4, 5 und 8), der auch der Verbrauchsteuerschuldner
gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2008/118/EG des Rates zu dem Zeitpunkt ist,
zu dem gemäß Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2008/118/EG der
Verbrauchsteueranspruch entsteht. Ist diese Verbrauchsteuernummer nicht
verfügbar, so gewährleisten die Mitgliedstaaten, dass gemäß einem nationalen
Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer ein gleichwertiges
Identifizierungsmittel etabliert wird;
(b)              
„x“ die Arten von Kraftstoffen und Energieträgern,
die gemäß Anhang I Tabelle 1 Ziffer 17 Buchstabe c der
Verordnung (EG) Nr. 684/2009 unter diese Richtlinie fallen. Liegen diese
Daten nicht vor, so erhebt der Mitgliedstaat gleichwertige Daten entsprechend
einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer.
(c)              
„MJx“ die gesamte Energie in Megajoule,
die geliefert und aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt
wurde. Die Berechnung wird vorgenommen wie folgt:
Die Menge jedes
Kraftstoffs nach Kraftstoffart
ergibt
sich aus den gemeldeten Daten gemäß Anhang I Tabelle 1 –
Ziffer 17 Buchstaben d, f und o der Verordnung (EG) Nr. 684/2009.
Biokraftstoffmengen werden anhand der in Anhang III der Richtlinie
2009/28/EG[1]
aufgeführten Energiedichte in den unteren Heizwert umgerechnet. Mengen von
Kraftstoffen nichtbiologischen Ursprungs werden anhand der in Anlage 1 des
„Well-to-Tank Report“ der JRC[2]
aufgeführten Energiedichtewerte in den unteren Heizwert umgerechnet.
Die gemeinsame
Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen und Biokraftstoffen
umfasst
jede Veränderung während des Lebenszyklus eines gelieferten Kraftstoffs oder
Energieträgers, die zu einer Veränderung der Molekularstruktur dieses
Erzeugnisses führt. Die Zugabe eines Denaturierungsmittels fällt nicht unter
diese Verarbeitung. Die Menge Biokraftstoffe, die zusammen mit Kraftstoffen
nichtbiologischen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des
Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Energiemenge des
mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Anhang IV Ziffer 17 der
Richtlinie 98/70/EG anhand der Energiebilanz und der Effizienz des Mitverarbeitungsprozesses
bestimmt. 
Werden
unterschiedliche Biokraftstoffe mit fossilen Kraftstoffen vermischt, so
berücksichtigen die Anbieter Menge und Art der einzelnen Biokraftstoffe in der
Berechnung und teilen sie den Mitgliedstaaten mit.
Die
Menge des gelieferten Biokraftstoffs, der nicht die Anforderungen gemäß
Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG erfüllt, wird als
fossiler Kraftstoff gezählt.
Für
die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des
Europäischen Parlaments und des Rates[3]
wird ein E85-Benzin-Ethanol-Gemisch als separater Kraftstoff berechnet. 
Werden
Mengen nicht gemäß der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 erfasst, so erheben
die Mitgliedstaaten entsprechende Daten nach einem nationalen
Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer.
Die Menge des
verbrauchten Stroms 
ist
die Menge von durch Kraftfahrzeuge und Krafträder verbrauchtem Strom, wenn ein
Energieversorger der zuständigen Behörde in dem betreffenden Mitgliedstaat
diese Menge gemäß folgender Formel mitteilt: 
Verbrauchter
Strom = zurückgelegte Strecke (km) x Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km)
(d)             
UER
„UER“
(upstream emission reduction) ist die von einem Kraftstoffanbieter geltend
gemachte Reduktion vorgelagerter Emissionen in gCO2Äq, sofern sie im
Einklang mit folgenden Anforderungen quantifiziert und gemeldet wird:
Zulässigkeit
Freiwillige
Reduktionen von Treibhausgasemissionen aus Öl- und Gasförder- und ‑produktionsstätten
dürfen nur auf den die vorgelagerten Emissionen betreffenden Teil der Standardwerte
für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG) oder Flüssiggas (LPG)
angewendet werden.
Reduktionen
vorgelagerter Treibhausgasemissionen in einem beliebigen Land können als eine
Reduktion der Treibhausgasemissionen aus von einem beliebigen
Kraftstoffanbieter gelieferten Kraftstoffen aus jeder anderen
Einsatzstoffquelle angerechnet werden.
Reduktionen
vorgelagerter Treibhausgasemissionen dürfen nur angerechnet werden, wenn sie
mit Projekten in Verbindung stehen, die nach dem 1. Januar 2011 angelaufen
sind.
Ein
Nachweis, dass die vorgelagerten Emissionen ohne die Berichtspflicht gemäß
Artikel 7a nicht reduziert worden wären, ist nicht notwendig.
Berechnung
Treibhausgasreduktionen
in Zusammenhang mit vorgelagerten Emissionen aus Öl und Gas werden nach
Grundsätzen und Normen geschätzt, die in internationalen Normen, namentlich ISO
14064, ISO 14065 und ISO 14066, enthalten sind.
Die
Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung betreffend die UER und die
Referenzemissionen müssen im Einklang mit ISO 14064 erfolgen, und die
Ergebnisse müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige
gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 und der Verordnung (EU)
Nr. 601/2012. Die Überprüfung der Methoden für die Schätzung von UER muss
mit ISO 14064-3 im Einklang stehen, und die prüfende Einrichtung muss
gemäß ISO 14065 akkreditiert sein. 
(e)              
„GHGix“ ist die Treibhausgasintensität des
Kraftstoffs „x“, je Einheit ausgedrückt in g CO2Äq/MJ. Die
Kraftstoffanbieter definieren die Intensität je Einheit jedes Kraftstoffs wie
folgt:
Die
Treibhausgasintensität von Kraftstoffen
nichtbiologischen Ursprungs ist die gewichtete
Lebenszyklustreibhausgasintensität je Einheit nach den Kraftstoffarten in der
Tabelle Teil 2 Ziffer 5 letzte Spalte dieses Anhangs.  
Strom
wird wie in Teil 2 Ziffer 6 beschrieben berechnet.
Treibhausgasintensität
von Biokraftstoffen
Die
Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Anforderungen des
Artikels 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG erfüllen, wird gemäß
Artikel 7d der Richtlinie berechnet. Wurden die Daten zu den
Lebenszyklustreibhausgasemissionen im Rahmen einer Übereinkunft oder einer
Regelung gewonnen, die Gegenstand eines Beschlusses gemäß Artikel 7c
Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG ist und Artikel 7b Absatz 2 der
Richtlinie beachtet, so werden diese Daten auch herangezogen, um die
Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen gemäß Artikel 7b Absatz 1
zu bestimmen. Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die
Anforderungen des Artikels 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG nicht erfüllen,
entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus
konventionellem Rohöl oder ‑gas gewonnenen Kraftstoffs.
Gemeinsame
Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen
nichtbiologischen Ursprungs und von Biokraftstoffen
Die
Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die zusammen mit fossilen
Kraftstoffen verarbeitet werden, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der
Verarbeitung wieder. 
(f)               
„AF“ sind die Anpassungsfaktoren für die
Antriebsstrangeffizienz: 
 Vorherrschende Umwandlungstechnologie || Effizienzfaktor 
 Verbrennungsmotor || 1 
 Batteriegestützter Elektroantrieb || 0,4 
 Wasserstoffzellengestützter Elektroantrieb || 0,4 
Teil 2:
Berichterstattung durch die Kraftstoffanbieter
(1)              
Reduktionen vorgelagerter Emissionen (UER)
Damit
die Reduktionen vorgelagerter Emissionen für dieses Verfahren in Betracht
kommen, müssen die Kraftstoffanbieter der vom Mitgliedstaat benannten Behörde
Folgendes mitteilen:
i)       das Startdatum des Projekts (nach dem
1. Januar 2011);
ii)      die jährlichen Emissionsreduktionen in
g CO2Äq;
iii)     den Zeitraum, in dem die angegebenen
Reduktionen erzielt wurden;
iv)     den der Emissionsquelle am nächsten
gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden
bis zur vierten Dezimalstelle;
v)      den Ausgangswert der jährlichen
Emissionen vor den Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der
Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in g CO2Äq/MJ des
produzierten Einsatzstoffes, 
vi)     die nicht wiederverwendbare Nummer des
Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen
eindeutig ausgewiesen werden;
vii)    die nicht wiederverwendbare Nummer, mit
der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig ausgewiesen
werden;
viii)   bei Projekten in Zusammenhang mit der
Erdölförderung das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre
und im Berichtsjahr, den Lagerstättendruck, die Tiefe sowie die
Rohölproduktionsrate je Ölquelle.
(2)              
Ursprung 
Der
„Ursprung“ ist der in Teil 2 Ziffer 7 dieses Anhangs aufgeführte
Handelsname des Einsatzstoffs, allerdings nur in den Fällen, in denen die
Kraftstoffanbieter über die erforderlichen Angaben verfügen, weil sie i) eine
Person oder Gesellschaft sind, die gemäß Artikel 1 der Verordnung (EG)
Nr. 2964/95 des Rates eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt
oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält, oder ii) mit
anderen Kraftstoffanbietern eine Vereinbarung über die Weitergabe von
Informationen geschlossen haben. In allen anderen Fällen bezieht sich der
Ursprung darauf, ob der Ursprung des Kraftstoffs in der EU oder nicht in der EU
liegt.
Die
von den Kraftstoffanbietern erhobenen und an die Mitgliedstaaten
weitergegebenen Informationen über den Kraftstoffursprung sind vertraulich.
Dies steht jedoch einer Veröffentlichung allgemeiner Informationen oder
zusammengefasster Informationen ohne Einzelheiten zu einzelnen Gesellschaften
durch die Kommission nicht im Wege.
Der
Ursprung von Biokraftstoffen bezeichnet den Herstellungsweg von Biokraftstoffen
gemäß Artikel IV der Richtlinie 98/70/EG. 
Werden
unterschiedliche Einsatzstoffe verwendet, wird pro Art jedes Einsatzstoffs die
Menge (in Tonnen) des Endprodukts angegeben, das im Berichtsjahr in den
entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde. 
(3)              
Ort des Erwerbs
Der
„Ort des Erwerbs“ bezeichnet das Land und den Namen der Verarbeitungsanlage, in
der der Kraftstoff oder Energieträger der letzten wesentlichen Be- oder
Verarbeitung unterzogen wurde, die gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93
der Kommission den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet. 
(4)              
Kleine und mittlere Unternehmen
Abweichend
davon bezeichnen bei Kraftstoffanbietern, die kleine und mittlere Unternehmen
sind, die Begriffe „Ursprung“ und „Ort des Erwerbs“ entweder die EU oder ein
Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und Öl aus
bituminösen Mineralien liefern.
(5)              
Durchschnittliche Standardwerte für
Lebenszyklustreibhausgase von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und Strom
(2010) 
 Rohstoffquelle und Verfahren || In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff bzw. Energieträger || Lebenszyklus­treibhausgas­intensität pro Einheit (in g CO2Äq/MJ) || Gewichtete Lebens­zyklustreibhausgas­intensität pro Einheit (in g CO2Äq/MJ) 
 Konventionelles Rohöl || Ottokraftstoff || 93,2 ||       93,3 
 Verflüssigtes Erdgas || 94,3 
 Verflüssigte Kohle || 172 
 Naturbitumen || 107 
 Ölschiefer || 131,3 
   ||   
 Konventionelles Rohöl || Diesel- oder Gasölkraftstoffe || 95 ||       95,1 
 Verflüssigtes Erdgas || 94,3 
 Verflüssigte Kohle || 172 
 Naturbitumen || 108,5 
 Ölschiefer || 133,7 
   ||   
 Alle fossilen Quellen || Flüssiggas im Fremdzündungs­motor || 73,6 || 73,6 
 Erdgas, EU-Mix || Komprimiertes Gas im Fremd­zündungsmotor || 69,3 || 69,3 
 Erdgas, EU-Mix || Verflüssigtes Gas im Fremd­zündungsmotor || 74,5 || 74,5 
 Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nichtbiologische erneuerbare Energien  gespeisten Elektrolyse || Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungs­motor || 3,3 || 3,3 
 Erdgas mit Dampfreformierung || Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle || 104,3 || 104,3 
 Vollständig durch nichtbiologische erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse || Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle || 9,1 || 9,1 
 Kohle || Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle || 234,4 || 234,4 
 Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen || Wasserstoff in einer Brennstoffzelle || 52,7 || 52,7 
 Altkunststoff aus fossilen Einsatzstoffen || Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff || 86 || 86 
(6)              
Strom
Für
die Berichte von Energieanbietern über den von Kraftfahrzeugen und Krafträdern
mit Elektroantrieb verbrauchten Strom sollten die Mitgliedstaaten die
durchschnittlichen Lebenszyklusstandardwerte auf nationaler Ebene nach den
geeigneten internationalen Normen berechnen.
Alternativ
dazu können die Mitgliedstaaten ihren Anbietern gestatten, für Strom
Treibhausgasintensitätswerte pro Einheit (in g CO2Äq/MJ) anhand
von Daten festzulegen, die die Mitgliedstaaten auf folgender Grundlage übermittelt haben:
i)       Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des
Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Oktober 2008 über die
Energiestatistik oder
ii)      Verordnung (EU)
Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates über ein System für
die Überwachung von Treibhausgasemissionen sowie für die Berichterstattung über
diese Emissionen und über andere klimaschutzrelevante Informationen auf Ebene
der Mitgliedstaaten und der Union oder
iii)     Delegierte Verordnung (EU)
Nr. 666/2014 der Kommission über die grundlegenden Anforderungen an ein
Inventarsystem der Union und zur Berücksichtigung von Veränderungen der
Treibhauspotenziale und der international vereinbarten Inventarleitlinien gemäß
der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des
Rates.
(7)              
Handelsname des Einsatzstoffs
 Land || Handelsname des Einsatzstoffs || API || Schwefel (% Massenanteil) 
 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 || Nicht verfügbar (n.v.) 
 Abu Dhabi || Top Murban || 21 || n.v. 
 Abu Dhabi || Upper Zakum || 34,4 || 1,7 
 Algerien || Arzew || 44.3 || 0,1 
 Algerien || Hassi Messaoud || 42,.8 || 0,2 
 Algerien || Zarzaitine || 43 || 0,1 
 Algerien || Algerian || 44 || 0,1 
 Algerien || Skikda || 44.3 || 0,1 
 Algerien || Saharan Blend || 45,5 || 0,1 
 Algerien || Hassi Ramal || 60 || 0,1 
 Algerien || Algerian Condensate || 64,5 || n.v. 
 Algerien || Algerian Mix || 45,6 || 0,2 
 Algerien || Algerian Condensate (Arzew) || 65,8 || 0 
 Algerien || Algerian Condensate (Bejaia) || 65,0 || 0 
 Algerien || Top Algerian || 24,6 || n.v. 
 Angola || Cabinda || 31,7 || 0,2 
 Angola || Takula || 33,7 || 0,1 
 Angola || Soyo Blend || 33,7 || 0,2 
 Angola || Mandji || 29,5 || 1,3 
 Angola || Malongo (West) || 26 || n.v. 
 Angola || Cavala-1 || 42,3 || n.v. 
 Angola || Sulele (South-1) || 38,.7 || n.v. 
 Angola || Palanca || 40 || 0,14 
 Angola || Malongo (North) || 30 || n.v. 
 Angola || Malongo (South) || 25 || n.v. 
 Angola || Nemba || 38,5 || 0 
 Angola || Girassol || 31,3 || n.v. 
 Angola || Kuito || 20 || n.v. 
 Angola || Hungo || 28,8 || n.v. 
 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 
 Argentinien || Tierra del Fuego || 42,4 || n.v. 
 Argentinien || Santa Cruz || 26,9 || n.v. 
 Argentinien || Escalante || 24 || 0,2 
 Argentinien || Canadon Seco || 27 || 0,2 
 Argentinien || Hidra || 51,7 || 0,05 
 Argentinien || Medanito || 34,93 || 0,48 
 Armenien || Armenian Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Australien || Jabiru || 42,3 || 0.03 
 Australien || Kooroopa (Jurassic) || 42 || n.v. 
 Australien || Talgeberry (Jurassic) || 43 || n.v. 
 Australien || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || n.v. 
 Australien || Woodside Condensate || 51.8 || n.v. 
 Australien || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || n.v. 
 Australien || Harriet || 38 || n.v. 
 Australien || Skua-3 (Challis Field) || 43 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Australien || Cossack || 48.2 || 0.04 
 Australien || Elang || 56.2 || n.v. 
 Australien || Enfield || 21.7 || 0.13 
 Australien || Gippsland (Bass Strait) || 45.4 || 0,1 
 Aserbaidschan || Azeri Light || 34.8 || 0.15 
 Bahrain || Bahrain Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Belarus || Belarus Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Benin || Seme || 22.6 || 0.5 
 Benin || Benin Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Belize || Belize Light Crude || 40 || n.v. 
 Belize || Belize Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Bolivien || Bolivian Condensate || 58.8 || 0,1 
 Brasilien || Garoupa || 30,5 || 0,1 
 Brasilien || Sergipano || 25.1 || 0,4 
 Brasilien || Campos Basin || 20 || n.v. 
 Brasilien || Urucu (Upper Amazon) || 42 || n.v. 
 Brasilien || Marlim || 20 || n.v. 
 Brasilien || Brazil Polvo || 19,6 || 1,14 
 Brasilien || Roncador || 28,3 || 0,58 
 Brasilien || Roncador Heavy || 18 || n.v. 
 Brasilien || Albacora East || 19,8 || 0,52 
 Brunei Darussalam || Seria Light || 36.2 || 0,1 
 Brunei Darussalam || Champion || 24,4 || 0,1 
 Brunei Darussalam || Champion Condensate || 65 || 0,1 
 Brunei Darussalam || Brunei LS Blend || 32 || 0,1 
 Brunei Darussalam || Brunei Condensate || 65 || n.v. 
 Brunei Darussalam || Champion Export || 23,9 || 0,12 
 Kamerun || Kole Marine Blend || 34,9 || 0,3 
 Kamerun || Lokele || 21,5 || 0,5 
 Kamerun || Moudi Light || 40 || n.v. 
 Kamerun || Moudi Heavy || 21,3 || n.v. 
 Kamerun || Ebome || 32,1 || 0,35 
 Kamerun || Cameroon Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Kanada || Peace River Light || 41 || n.v. 
 Kanada || Peace River Medium || 33 || n.v. 
 Kanada || Peace River Heavy || 23 || n.v. 
 Kanada || Manyberries || 36,5 || n.v. 
 Kanada || Rainbow Light and Medium || 40,7 || n.v. 
 Kanada || Pembina || 33 || n.v. 
 Kanada || Bells Hill Lake || 32 || n.v. 
 Kanada || Fosterton Condensate || 63 || n.v. 
 Kanada || Rangeland Condensate || 67,3 || n.v. 
 Kanada || Redwater || 35 || n.v. 
 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 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Kanada || Sarnium Condensate || 57,7 || n.v. 
 Kanada || Saskatchewan Light || 32,9 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Kanada || Canadian Common Condensate || 55 || n.v. 
 Kanada || Canadian Common || 39 || 0,3 
 Kanada || Waterton Condensate || 65,1 || n.v. 
 Kanada || Panuke Condensate || 56 || n.v. 
 Kanada || Federated Light and Medium || 39,7 || 2 
 Kanada || Wabasca || 23 || n.v. 
 Kanada || Hibernia || 37,3 || 0,37 
 Kanada || BC Light || 40 || n.v. 
 Kanada || Boundary || 39 || n.v. 
 Kanada || Albian Heavy || 21 || n.v. 
 Kanada || Koch Alberta || 34 || n.v. 
 Kanada || Terra Nova || 32,3 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Kanada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20,9 || n.v. 
 Kanada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20,03 || 2,62 
 Kanada || Christina Lake || 20,5 || 3 
 Kanada || CNRL || 34 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Kanada || Western Canadian Resid || 20,7 || n.v. 
 Kanada || Christina Dilbit Blend || 21,0 || n.v. 
 Kanada || Christina Lake Dilbit || 38,08 || 3,80 
 Chile || Chile Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Tschad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14 
 Tschad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17 
 China || Taching (Daqing) || 33 || 0,1 
 China || Shengli || 24,2 || 1 
 China || Beibu || n.v. || n.v. 
 China || Chengbei || 17 || n.v. 
 China || Lufeng || 34,4 || n.v. 
 China || Xijiang || 28 || n.v. 
 China || Wei Zhou || 39,9 || n.v. 
 China || Liu Hua || 21 || n.v. 
 China || Boz Hong || 17 || 0,282 
 China || Peng Lai || 21,8 || 0,29 
 China || Xi Xiang || 32,18 || 0,09 
 Kolumbien || Onto || 35,3 || 0,5 
 Kolumbien || Putamayo || 35 || 0,5 
 Kolumbien || Rio Zulia || 40,4 || 0,3 
 Kolumbien || Orito || 34,9 || 0,5 
 Kolumbien || Cano-Limon || 30,8 || 0,5 
 Kolumbien || Lasmo || 30 || n.v. 
 Kolumbien || Cano Duya-1 || 28 || n.v. 
 Kolumbien || Corocora-1 || 31,6 || n.v. 
 Kolumbien || Suria Sur-1 || 32 || n.v. 
 Kolumbien || Tunane-1 || 29 || n.v. 
 Kolumbien || Casanare || 23 || n.v. 
 Kolumbien || Cusiana || 44,4 || 0,2 
 Kolumbien || Vasconia || 27,3 || 0,6 
 Kolumbien || Castilla Blend || 20,8 || 1,72 
 Kolumbien || Cupiaga || 43,11 || 0,082 
 Kolumbien || 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 || n.v. 
 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 
 Côte d'Ivoire || Espoir || 31,4 || 0,3 
 Côte d'Ivoire || Lion Cote || 41,1 || 0,101 
 Dänemark || Dan || 30,4 || 0,3 
 Dänemark || Gorm || 33,9 || 0,2 
 Dänemark || Danish North Sea || 34,5 || 0,26 
 Dubai || Dubai (Fateh) || 31,1 || 2 
 Dubai || Margham Light || 50,3 || 0 
 Ecuador || Oriente || 29,2 || 1 
 Ecuador || Quito || 29,5 || 0,7 
 Ecuador || Santa Elena || 35 || 0,1 
 Ecuador || Limoncoha-1 || 28 || n.v. 
 Ecuador || Frontera-1 || 30,7 || n.v. 
 Ecuador || Bogi-1 || 21,2 || n.v. 
 Ecuador || Napo || 19 || 2 
 Ecuador || Napo Light || 19,3 || n.v. 
 Ägypten || Belayim || 27,5 || 2,2 
 Ägypten || El Morgan || 29,4 || 1,7 
 Ägypten || Rhas Gharib || 24,3 || 3,3 
 Ägypten || Gulf of Suez Mix || 31,9 || 1,5 
 Ägypten || Geysum || 19,5 || n.v. 
 Ägypten || East Gharib (J-1) || 37,9 || n.v. 
 Ägypten || Mango-1 || 35,1 || n.v. 
 Ägypten || Rhas Budran || 25 || n.v. 
 Ägypten || Zeit Bay || 34,1 || 0,1 
 Ägypten || East Zeit Mix || 39 || 0,87 
 Äquatorialguinea || Zafiro || 30,3 || n.v. 
 Äquatorialguinea || Alba Condensate || 55 || n.v. 
 Äquatorialguinea || Ceiba || 30,1 || 0,42 
 Gabun || Gamba || 31,8 || 0,1 
 Gabun || Mandji || 30,5 || 1,1 
 Gabun || Lucina Marine || 39,5 || 0,1 
 Gabun || Oguendjo || 35 || n.v. 
 Gabun || Rabi-Kouanga || 34 || 0,6 
 Gabun || T’Catamba || 44,3 || 0,21 
 Gabun || Rabi || 33,4 || 0,06 
 Gabun || Rabi Blend || 34 || n.v. 
 Gabun || Rabi Light || 37,7 || 0,15 
 Gabun || Etame Marin || 36 || n.v. 
 Gabun || Olende || 17,6 || 1,54 
 Gabun || Gabonian Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Georgien || Georgian Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Ghana || Bonsu || 32 || 0,1 
 Ghana || Salt Pond || 37,4 || 0,1 
 Guatemala || Coban || 27,7 || n.v. 
 Guatemala || Rubelsanto || 27 || n.v. 
 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 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Indonesien || Cinta Heavy || 27 || n.v. 
 Indonesien || Lalang || 40,4 || n.v. 
 Indonesien || Kakap || 46,6 || n.v. 
 Indonesien || Sisi-1 || 40 || n.v. 
 Indonesien || Giti-1 || 33,6 || n.v. 
 Indonesien || Ayu-1 || 34,3 || n.v. 
 Indonesien || Bima || 22,5 || n.v. 
 Indonesien || Padang Isle || 34,7 || n.v. 
 Indonesien || Intan || 32,8 || n.v. 
 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 || n.v. || n.v. 
 Irak || Basrah Light (Pers. Gulf) || 33,7 || 2 
 Irak || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35,1 || 1,9 
 Irak || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Irak || Basrah Light (Red Sea) || 33,7 || 2 
 Irak || Kirkuk (Red Sea) || 36,1 || 1,9 
 Irak || Mishrif (Red Sea) || 28 || n.v. 
 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 || n.v. 
 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 
 Kasachstan || Kumkol || 42,5 || 0,07 
 Kasachstan || CPC Blend || 44,2 n.v. || 0,54 
 Kuwait || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31,4 || 2,5 
 Kuwait || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Malaysia || Labuan Blend || 33,2 || 0,1 
 Malaysia || Tapis || 44,3 || 0,1 
 Malaysia || Tembungo || 37,4 || 0 
 Malaysia || Bintulu || 26,5 || 0,1 
 Malaysia || Bekok || 49 || n.v. 
 Malaysia || Pulai || 42,6 || n.v. 
 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 || n.v. 
 Mexiko || Altamira || 16 || n.v. 
 Mexiko || Topped Isthmus || 26,1 || 1,72 
 Niederlande || Alba || 19,59 || n.v. 
 Neutrale Zone || Eocene (Wafra) || 18,6 || 4,6 
 Neutrale Zone || Hout || 32,8 || 1,9 
 Neutrale Zone || Khafji || 28,5 || 2,9 
 Neutrale Zone || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 
 Neutrale Zone || Ratawi || 23,5 || 4,1 
 Neutrale Zone || Neutral Zone Mix || 23,1 || n.v. 
 Neutrale 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 || n.v. 
 Nigeria || Adanga || 35,1 || n.v. 
 Nigeria || Iyak-3 || 36 || n.v. 
 Nigeria || Antan || 35,2 || n.v. 
 Nigeria || OSO || 47 || 0,06 
 Nigeria || Ukpokiti || 42,3 || 0,01 
 Nigeria || Yoho || 39,6 || n.v. 
 Nigeria || Okwori || 36,9 || n.v. 
 Nigeria || Bonga || 28,1 || n.v. 
 Nigeria || ERHA || 31,7 || 0,21 
 Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0,09 
 Nigeria || Akpo || 45,17 || 0,06 
 Nigeria || EA || 38 || n.v. 
 Nigeria || Agbami || 47,2 || 0,044 
 Norwegen || Ekofisk || 43,4 || 0,2 
 Norwegen || Tor || 42 || 0,1 
 Norwegen || Statfjord || 38,4 || 0,3 
 Norwegen || Heidrun || 29 || n.v. 
 Norwegen || Norwegian Forties || 37,1 || n.v. 
 Norwegen || Gullfaks || 28,6 || 0,4 
 Norwegen || Oseberg || 32,5 || 0,2 
 Norwegen || Norne || 33,1 || 0,19 
 Norwegen || Troll || 28,3 || 0,31 
 Norwegen || Draugen || 39,6 || n.v. 
 Norwegen || Sleipner Condensate || 62 || 0,02 
 Oman || Oman Export || 36,3 || 0,8 
 Papua-Neuguinea || Kutubu || 44 || 0,04 
 Peru || Loreto || 34 || 0,3 
 Peru || Talara || 32,7 || 0,1 
 Peru || High Cold Test || 37,5 || n.v. 
 Peru || Bayovar || 22,6 || n.v. 
 Peru || Low Cold Test || 34,3 || n.v. 
 Peru || Carmen Central-5 || 20,7 || n.v. 
 Peru || Shiviyacu-23 || 20,8 || n.v. 
 Peru || Mayna || 25,7 || n.v. 
 Philippinen || Nido || 26,5 || n.v. 
 Philippinen || Philippines Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Katar || Dukhan || 41,7 || 1,3 
 Katar || Qatar Marine || 35,3 || 1,6 
 Katar || Qatar Land || 41,4 || n.v. 
 Ras al Chaima || Rak Condensate || 54,1 || n.v. 
 Ras al Chaima || Ras Al Khaimah Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Russland || Urals || 31 || 2 
 Russland || Russian Export Blend || 32,5 || 1,4 
 Russland || M100 || 17,6 || 2,02 
 Russland || M100 Heavy || 16,67 || 2,09 
 Russland || Siberian Light || 37,8 || 0,4 
 Russland || E4 (Gravenshon) || 19,84 || 1,95 
 Russland || E4 Heavy || 18 || 2,35 
 Russland || Purovsky Condensate || 64,1 || 0,01 
 Russland || Sokol || 39,7 || 0,18 
 Saudi-Arabien || Light (Pers. Gulf) || 33,4 || 1,8 
 Saudi-Arabien || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27,9 || 2,8 
 Saudi-Arabien || Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30,8 || 2,4 
 Saudi-Arabien || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37,8 || 1,1 
 Saudi-Arabien || Light (Yanbu) || 33,4 || 1,2 
 Saudi-Arabien || Heavy (Yanbu) || 27,9 || 2,8 
 Saudi-Arabien || Medium (Yanbu) || 30,8 || 2,4 
 Saudi-Arabien || Berri (Yanbu) || 37,8 || 1,1 
 Saudi-Arabien || Medium (Zuluf/Marjan) || 31,1 || 2,5 
 Schardscha || Mubarek Schardscha || 37 || 0,6 
 Schardscha || Sharjah Condensate || 49,7 || 0,1 
 Singapur || Rantau || 50,5 || 0,1 
 Spanien || Amposta Marina North || 37 || n.v. 
 Spanien || Casablanca || 34 || n.v. 
 Spanien || El Dorado || 26,6 || n.v. 
 Syrien || Syrian Straight || 15 || n.v. 
 Syrien || Thayyem || 35 || n.v. 
 Syrien || Omar Blend || 38 || n.v. 
 Syrien || Omar || 36,5 || 0,1 
 Syrien || Syrian Light || 36 || 0,6 
 Syrien || Souedie || 24,9 || 3,8 
 Thailand || Erawan Condensate || 54,1 || n.v. 
 Thailand || Sirikit || 41 || n.v. 
 Thailand || Nang Nuan || 30 || n.v. 
 Thailand || Bualuang || 27 || n.v. 
 Thailand || Benchamas || 42,4 || 0,12 
 Trinidad und Tobago || Galeota Mix || 32,8 || 0,3 
 Trinidad und Tobago || Trintopec || 24,8 || n.v. 
 Trinidad und Tobago || Land/Trinmar || 23,4 || 1,2 
 Trinidad und Tobago || Calypso Miscellaneous || 30,84 || 0,59 
 Tunesien || Zarzaitine || 41,9 || 0,1 
 Tunesien || Ashtart || 29 || 1 
 Tunesien || El Borma || 43,3 || 0,1 
 Tunesien || Ezzaouia-2 || 41,5 || n.v. 
 Türkei || Turkish Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Ukraine || Ukraine Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Vereinigtes Königreich || Auk || 37,2 || 0,5 
 Vereinigtes Königreich || Beatrice || 38,7 || 0,05 
 Vereinigtes Königreich || Brae || 33,6 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || Buchan || 33,7 || 0,8 
 Vereinigtes Königreich || Claymore || 30,5 || 1,6 
 Vereinigtes Königreich || S.V. (Brent) || 36,7 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Tartan || 41,7 || 0,6 
 Vereinigtes Königreich || Tern || 35 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || Magnus || 39,3 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Dunlin || 34,9 || 0,4 
 Vereinigtes Königreich || Fulmar || 40 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Hutton || 30,5 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || N.W. Hutton || 36,2 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Maureen || 35,5 || 0,6 
 Vereinigtes Königreich || Murchison || 38,8 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Ninian Blend || 35,6 || 0,4 
 Vereinigtes Königreich || Montrose || 40,1 || 0,2 
 Vereinigtes Königreich || Beryl || 36,5 || 0,4 
 Vereinigtes Königreich || Piper || 35,6 || 0,9 
 Vereinigtes Königreich || Forties || 36,6 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Brent Blend || 38 || 0,4 
 Vereinigtes Königreich || Flotta || 35,7 || 1,1 
 Vereinigtes Königreich || Thistle || 37 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || S.V. (Ninian) || 38 || 0,3 
 Vereinigtes Königreich || Argyle || 38,6 || 0,2 
 Vereinigtes Königreich || Heather || 33,8 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || South Birch || 38,6 || n.v. 
 Vereinigtes Königreich || Wytch Farm || 41,5 || n.v. 
 Vereinigtes Königreich || Cormorant North || 34,9 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || Cormorant South (Cormorant “A”) || 35,7 || 0,6 
 Vereinigtes Königreich || Alba || 19,2 || n.v. 
 Vereinigtes Königreich || Foinhaven || 26,3 || 0,38 
 Vereinigtes Königreich || Schiehallion || 25,8 || n.v. 
 Vereinigtes Königreich || Captain || 19,1 || 0,7 
 Vereinigtes Königreich || Harding || 20,7 || 0,59 
 US Alaska || ANS || n.v. || n.v. 
 US Colorado || Niobrara || n.v. || n.v. 
 US New Mexico || Four Corners || n.v. || n.v. 
 US North Dakota || Bakken || n.v. || n.v. 
 US North Dakota || North Dakota Sweet || n.v. || n.v. 
 US Texas || WTI || n.v. || n.v. 
 US Texas || Eagle Ford || n.v. || n.v. 
 US Utah || Covenant || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Beta || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Carpinteria || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Dos Cuadras || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Hondo || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Hueneme || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Pescado || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Point Arguello || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Point Pedernales || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Sacate || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Santa Clara || n.v. || n.v. 
 US Federal OCS || Sockeye || n.v. || n.v. 
 Usbekistan || Uzbekistan Miscellaneous || n.v. || n.v. 
 Venezuela || Jobo (Monagas) || 12,6 || 2 
 Venezuela || Lama Lamar || 36,7 || 1 
 Venezuela || Mariago || 27 || 1,5 
 Venezuela || Ruiz || 32,4 || 1,3 
 Venezuela || Tucipido || 36 || 0,3 
 Venezuela || Venez Lot 17 || 36,3 || 0,9 
 Venezuela || Mara 16/18 || 16,5 || 3,5 
 Venezuela || Tia Juana Light || 32,1 || 1,1 
 Venezuela || Tia Juana Med 26 || 24,8 || 1,6 
 Venezuela || Officina || 35,1 || 0,7 
 Venezuela || Bachaquero || 16,8 || 2,4 
 Venezuela || Cento Lago || 36,9 || 1,1 
 Venezuela || Lagunillas || 17,8 || 2,2 
 Venezuela || La Rosa Medium || 25,3 || 1,7 
 Venezuela || San Joaquin || 42 || 0,2 
 Venezuela || Lagotreco || 29,5 || 1,3 
 Venezuela || Lagocinco || 36 || 1,1 
 Venezuela || Boscan || 10,1 || 5,5 
 Venezuela || Leona || 24,1 || 1,5 
 Venezuela || Barinas || 26,2 || 1,8 
 Venezuela || Sylvestre || 28,4 || 1 
 Venezuela || Mesa || 29,2 || 1,2 
 Venezuela || Ceuta || 31,8 || 1,2 
 Venezuela || Lago Medio || 31,5 || 1,2 
 Venezuela || Tigre || 24,5 || n.v. 
 Venezuela || Anaco Wax || 41,5 || 0,2 
 Venezuela || Santa Rosa || 49 || 0,1 
 Venezuela || Bombai || 19,6 || 1,6 
 Venezuela || Aguasay || 41,1 || 0,3 
 Venezuela || Anaco || 43,4 || 0,1 
 Venezuela || BCF-Bach/Lag17 || 16,8 || 2,4 
 Venezuela || BCF-Bach/Lag21 || 20,4 || 2,1 
 Venezuela || BCF-21.9 || 21,9 || n.v. 
 Venezuela || BCF-24 || 23,5 || 1,9 
 Venezuela || BCF-31 || 31 || 1,2 
 Venezuela || BCF Blend || 34 || 1 
 Venezuela || Bolival Coast || 23,5 || 1,8 
 Venezuela || Ceuta/Bach 18 || 18,5 || 2,3 
 Venezuela || Corridor Block || 26,9 || 1,6 
 Venezuela || Cretaceous || 42 || 0,4 
 Venezuela || Guanipa || 30 || 0,7 
 Venezuela || Lago Mix Med. || 23,4 || 1,9 
 Venezuela || Larosa/Lagun || 23,8 || 1,8 
 Venezuela || Menemoto || 19,3 || 2,2 
 Venezuela || Cabimas || 20,8 || 1,8 
 Venezuela || BCF-23 || 23 || 1,9 
 Venezuela || Oficina/Mesa || 32,2 || 0,9 
 Venezuela || Pilon || 13,8 || 2 
 Venezuela || Recon (Venez) || 34 || n.v. 
 Venezuela || 102 Tj (25) || 25 || 1,6 
 Venezuela || Tjl Cretaceous || 39 || 0,6 
 Venezuela || Tia Juana Pesado (Heavy) || 12,1 || 2,7 
 Venezuela || Mesa-Recon || 28,4 || 1,3 
 Venezuela || Oritupano || 19 || 2 
 Venezuela || Hombre Pintado || 29,7 || 0,3 
 Venezuela || Merey || 17,4 || 2,2 
 Venezuela || Lago Light || 41,2 || 0,4 
 Venezuela || Laguna || 11,2 || 0,3 
 Venezuela || Bach/Cueta Mix || 24 || 1,2 
 Venezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7 
 Venezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6 
 Venezuela || Temblador || 23,1 || 0,8 
 Venezuela || Lagomar || 32 || 1,2 
 Venezuela || Taparito || 17 || n.v. 
 Venezuela || BCF-Heavy || 16,7 || n.v. 
 Venezuela || BCF-Medium || 22 || n.v. 
 Venezuela || Caripito Blend || 17,8 || n.v. 
 Venezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18,1 || n.v. 
 Venezuela || Morichal || 10,6 || n.v. 
 Venezuela || Pedenales || 20,1 || n.v. 
 Venezuela || Quiriquire || 16,3 || n.v. 
 Venezuela || Tucupita || 17 || n.v. 
 Venezuela || Furrial-2 (E. Venezuela) || 27 || n.v. 
 Venezuela || Curazao Blend || 18 || n.v. 
 Venezuela || Santa Barbara || 36,5 || n.v. 
 Venezuela || Cerro Negro || 15 || n.v. 
 Venezuela || BCF22 || 21,1 || 2,11 
 Venezuela || Hamaca || 26 || 1,55 
 Venezuela || Zuata 10 || 15 || n.v. 
 Venezuela || Zuata 20 || 25 || n.v. 
 Venezuela || Zuata 30 || 35 || n.v. 
 Venezuela || Monogas || 15,9 || 3,3 
 Venezuela || Corocoro || 24 || n.v. 
 Venezuela || Petrozuata || 19,5 || 2,69 
 Venezuela || Morichal 16 || 16 || n.v. 
 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 || n.v. 
 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 
 Andere || Ölschiefer || n.v. || n.v. 
 Andere || Schieferöl || n.v. || n.v. 
 Andere || Erdgas: aus der Quelle || n.v. || n.v. 
 Andere || Erdgas: aus LNG || n.v. || n.v. 
 Andere || Schiefergas: aus der Quelle || n.v. || n.v. 
 Andere || Kohle || n.v. || n.v. 
                                                                       
Anhang
II
Berechnung
des Referenzwerts der Treibhausgasintensität fossiler Kraftstoffen
Verfahrene
(a)              
Der Referenzwert der Treibhausgasintensität wird
auf Grundlage des durchschnittlichen EU-Verbrauchs fossiler Kraftstoffe, also
Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff, LPG und CNG, berechnet. Dabei gilt
Folgendes:
Berechnung
des Referenzwerts der Treibhausgasintensität
=    
Dabei steht
x
für die verschiedenen Kraftstoffe und Energieträger, die in den
Anwendungsbereich der Richtlinie fallen und in nachstehender Tabelle aufgeführt
sind;
GHGix
für die Treibhausgasintensität pro Einheit der jährlich am Markt verkauften
Menge des unter den Anwendungsbereich dieser Richtlinie fallenden Kraftstoffs oder
Energieträgers x in g CO2Äq/MJ. Es werden die in Anhang I
Teil 2 Ziffer 5 aufgeführten Werte für fossile Kraftstoffe verwendet;
MJx
für die gesamte Energie in Megajoules, die geliefert und aus den mitgeteilten
Mengen des Kraftstoffes x umgewandelt wurde.
(b)              
Verbrauchsdaten
Für
die Berechnung des Wertes werden folgende Verbrauchsdaten verwendet:
 Kraftstoff || Energieverbrauch (MJ) || Quelle 
 Dieselkraftstoff || 7 894 969 x 106 || Berichterstattung 2010 der Mitgliedstaaten an das UNFCCC   
 Nicht für den Straßenverkehr bestimmtes Gasöl || 240 763 x 106 
 Ottokraftstoff || 3 844 356 x 106 
 LPG || 217 563 x 106 
 CNG || 51 037 x 106 
Treibhausgasintensität
Die
Treibhausgasintensität für 2010 beträgt  94,1 g CO2Äq/MJ
Anhang
III
Berichterstattung
der Mitgliedstaaten an die Kommission
1.           Die Mitgliedstaaten
übermitteln bis zum 30. Juni jedes Jahres die in Ziffer 3
aufgeführten Daten. Die Daten sind für alle Kraftstoffe und Energie zu
übermitteln, die in dem Mitgliedstaat in Verkehr gebracht wurden. Sind den
fossilen Kraftstoffen mehrere Biokraftstoffe beigemischt, so sind die Daten zu
jedem Biokraftstoff anzugeben.
2.           Die
unter Ziffer 3 aufgeführten Daten werden für Kraftstoff oder Energie, die
von Anbietern innerhalb des Mitgliedstaates (einschließlich gemeinsamer
Anbieter, die in einem einzigen Mitgliedstaat operieren) in den Verkehr
gebracht wurden, und für die Menge, die von gemeinsamen Anbietern in zwei oder
mehr Mitgliedstaaten in den Verkehr gebracht wurde
(mitgliedstaatenübergreifende gemeinsame Anbieter) separat übermittelt. Die
Daten von mitgliedstaatenübergreifenden gemeinsamen Anbietern werden weiter auf
Ebene des Mitgliedstaats jedes beteiligten Anbieters aufgeschlüsselt.
3.           Zu
jedem Kraftstoff übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission die folgenden
in Anhang I definierten Daten und gemäß Ziffer 2 aggregierten:
(a)              
Typ des Kraftstoffs oder der Energie;
(b)              
Volumen oder Menge Strom;
(c)              
Treibhausgasintensität; 
(d)             
Reduktionen vorgelagerter Emissionen;
(e)              
Ursprung;
(f)               
Ort des Erwerbs.
Anhang
IV
Vorlage
für die Übermittlung von Informationen zur Sicherstellung der Konsistenz der
übermittelten Daten
Kraftstoff - Einzelanbieter
Kraftstoff - gemeinsame Anbieter
Strom
Ursprung – Einzelanbieter8
Ursprung – gemeinsame Anbieter8
Ort des Erwerbs9
Insgesamt vom Mitgliedstaat übermittelte Energie und
erreichte Reduktion
Hinweise zum Format
Die
Vorlage für den Bericht von Anbietern ist mit der Vorlage des Berichts der
Mitgliedstaaten identisch.
Grau
unterlegte Felder sind nicht auszufüllen.
1. Die Verbrauchsteuernummer des Anbieters ist in
Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe a definiert;
2. die Kraftstoffmenge ist in Anhang I
Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe c definiert;
3. die API-Dichte ist gemäß der Prüfmethode ASTM
D287 definiert;
4. die Treibhausintensität ist in Anhang I
Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe e definiert;
5. die Reduktion vorgelagerter Emissionen ist in
Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe d definiert; die
Berichterstattungsvorschriften sind in Anhang I Teil 2 Ziffer 1
definiert;
6. die Strommenge ist in Anhang I Teil 2
Ziffer 6 definiert;
7. Kraftstoffarten und die entsprechenden KN-Codes
sind in Anhang I Teil 1 Ziffer 4 Buchstabe b definiert;
8. der Ursprung ist in Anhang I Teil 2
Ziffer 2 und Ziffer 4 definiert;
9. der Ort des Erwerbs ist in Anhang I
Teil 2 Ziffern 3 und 4 definiert;
10. Das Gesamtvolumen kann das Gesamtvolumen des
tatsächlichen Kraftstoff- und Stromverbrauchs übersteigen, da in dieser Summe
die Mengen von Anbietern enthalten sein können, die zusammen mit anderen
Anbietern aus anderen Mitgliedstaaten Bericht erstatten.
[1]               Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments
und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus
erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der
Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 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]               ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 1.