CELEX: 52014PC0617
Language: it
Date: 2014-10-06
Title: Proposta di DIRETTIVA DEL CONSIGLIO che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel

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		52014PC0617
		
			Proposta di DIRETTIVA DEL CONSIGLIO che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel /* COM/2014/0617 final - 2014/0286 (NLE) */
			
				
		
		
			
			   	RELAZIONE
1.           CONTESTO DELLA PROPOSTA
Il pacchetto sul clima e l’energia adottato
dal Consiglio e dal Parlamento il 22 aprile 2009 mirava ad ottenere una
riduzione del 20% delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020 e
conteneva una revisione della direttiva 98/70/CE[1]
relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel.
La direttiva rivista prescrive ai fornitori[2] di ridurre del 6% entro
la fine del periodo di applicazione (2020) l’intensità delle emissioni di gas a
effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei combustibili e dell’altra
energia (elettrica) fornita per essere utilizzata da veicoli stradali nonché
del combustibile per uso in macchine mobili non stradali. Si tratta di un
obiettivo che dovrebbe inoltre facilitare il raggiungimento da parte degli
Stati membri degli obiettivi dei settori non compresi nel sistema ETS. Questo
nuovo elemento è stabilito all’articolo 7 bis della direttiva
che, in pratica, introduce nella legislazione unionale una norma relativa al
basso contenuto di carbonio del carburante. Inoltre, a partire dal 2011, la
direttiva obbliga i fornitori a comunicare alle autorità designate dagli Stati
membri informazioni che riguardano, tra l’altro, l’intensità dei gas a effetto
serra del combustibile da loro fornito.
La riduzione del 6% dovrebbe essere raggiunta
mediante l’uso di biocarburanti ed elettricità e riducendo la combustione in
torcia e il rilascio di gas nella fase di estrazione delle materie prime per i
combustibili fossili.
L’articolo 7 bis, paragrafo 5,
impone alla Commissione di introdurre tutte le misure necessarie per l’attuazione
dell’articolo 7 bis, adottabili secondo la procedura di
regolamentazione con controllo. Di conseguenza, è conferito alla Commissione il
potere di adottare misure di attuazione relative al meccanismo inteso a monitorare
e ridurre le emissioni di gas a effetto serra. In particolare, è stato chiesto
alla Commissione di prendere in considerazione proposte che riguardano:
–              
un metodo per il calcolo delle emissioni di gas a
effetto serra dei combustibili e di altre energie di origine non biologica
(alcuni elementi relativi al calcolo delle emissioni di gas a effetto serra per
i biocarburanti sono già inclusi nell’allegato IV della direttiva);
–              
un metodo per il calcolo dell’intensità di
riferimento dei gas a effetto serra dei combustibili fossili da utilizzare come
riferimento per determinare la conformità con l’obiettivo;
–              
il calcolo e la verifica dell’intensità dei gas a
effetto serra dell’energia elettrica utilizzata per i veicoli elettrici;
–              
le norme necessarie per dare attuazione alle
disposizioni secondo le quali due o più fornitori di uno o più Stati membri
possono comunicare congiuntamente l’intensità dei loro gas a effetto serra;
–              
qualsiasi altra misura necessaria all’applicazione
dell’articolo 7 bis.
Il presente progetto di direttiva affronta
tutti e cinque gli elementi sopra descritti. 
L’articolo 7 bis,
paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE definisce gli obblighi di
comunicazione del fornitore. Ad essi si aggiungono le definizioni armonizzate
riguardanti i dati da trasmettere e gli obblighi di comunicazione alla
Commissione da parte dello Stato membro in merito alle prestazioni in materia
di gas a effetto serra dei combustibili utilizzati nell’Unione. In particolare,
gli obblighi di comunicazione consentiranno l’aggiornamento del combustibile
fossile di riferimento di cui alla direttiva 98/70/CE, allegato IV, parte C,
punto 19 e alla direttiva 2009/28/CE, allegato V, parte C, punto 19, e
agevoleranno gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE,
articolo 8, paragrafo 3, e articolo 9, paragrafo 2.
2.           CONSULTAZIONE DEI PORTATORI
DI INTERESSE E VALUTAZIONI D’IMPATTO
Nel luglio 2009 è stata avviata una
consultazione pubblica[3]
incentrata sulle questioni da affrontare nella proposta di direttiva. Nel
gennaio 2010 si è tenuta una riunione con i portatori di interesse che ha
coinvolto le industrie dei biocarburanti e dei combustibili fossili, gli Stati
membri e le ONG. Nel marzo 2010 i servizi della Commissione hanno discusso un
documento di riflessione con gli Stati membri, al fine di elaborare il progetto
di direttiva. Inoltre, per formulare la presente proposta, la Commissione ha
fatto riferimento:
–              
al lavoro svolto dal JEC, incluso lo studio “Well
to Wheels”[4];
–              
allo studio sui bitumi naturali[5] del dott. Adam Brandt,
–              
allo studio sugli scisti bituminosi[6], sempre del dott.
Brandt,
–              
allo studio ICCT sugli altri oli greggi[7].
Il lavoro del dott. Brandt è stato sottoposto
a un processo di valutazione esterna inter pares le cui risultanze sono
state discusse con i portatori di interesse in occasione di una riunione
pubblica tenutasi il 27 maggio 2011[8].
Anche il lavoro dell’ICCT è stato sottoposto a un processo di valutazione inter
pares le cui risultanze sono state discusse con i portatori di interesse in
occasione di una riunione pubblica il 20 febbraio 2014[9].
Nel 2013, in seguito a discussioni che non
hanno avuto alcun esito con il comitato per la qualità dei combustibili sul
progetto di direttiva[10]
per armonizzare il metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra
derivanti dall’uso di combustibili di origine non biologica e dall’elettricità
nei veicoli per il trasporto su strada, la Commissione ha preparato una
valutazione d’impatto al fine di esaminare tutte le opzioni di attuazione
proposte. L’approccio su cui si fonda la valutazione è stato presentato nel
corso di due seminari tenutesi il 20 dicembre 2012 e il 15 aprile 2013[11], ai quali hanno
partecipato i portatori di interesse.
Parallelamente, la Commissione ha cercato di
verificare se l’industria sentisse la necessità di una normativa rivolta ai
quei fornitori in grado di raggiungere congiuntamente i loro obiettivi di
riduzione. Nonostante le reiterate richieste, l’industria non ha fornito alcuna
risposta. La Commissione ha pertanto concluso che non vi sia attualmente la
necessità di istituire norme specifiche che vadano al di là di definizioni
armonizzate e di un meccanismo di comunicazione.
3.           ELEMENTI GIURIDICI DELLA
PROPOSTA
Gli elementi principali del progetto di
direttiva sul metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra dei
combustibili e di altre energie di origine non biologica sono i seguenti: 
–              
l’uso di un valore medio standard che rappresenti l’intensità
unitaria delle emissioni di gas a effetto serra per tipo di combustibile;
–              
una relazione annuale armonizzata inviata,
rispettivamente, dai fornitori agli Stati membri e dagli Stati membri alla
Commissione: le relazioni sono necessarie per il monitoraggio della riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra all’interno dell’Unione e per l’aggiornamento
dei metodi di calcolo al progresso tecnico e scientifico.
Genesi del metodo di calcolo scelto e
obblighi in materia di comunicazione
Il lavoro su cui si basa la valutazione dell’impatto
si è soffermato sull’analisi della precisione dei metodi presi in
considerazione per calcolare le emissioni dei gas a effetto serra nonché i
relativi costi di conformità e oneri amministrativi che i fornitori e gli Stati
membri dovranno sostenere per adempiere alle disposizioni dell’articolo 7 bis
della direttiva 98/70/CE. 
Segnalazioni inesatte comprometterebbero il
conseguimento dell’obiettivo inerente all’intensità dei gas a effetto serra
stabilito dalla direttiva sulla qualità dei combustibili e influirebbero
indebitamente sulla condivisione degli sforzi tra i fornitori di combustibili.
La precisione dipende dal metodo di calcolo scelto e dalla precisione dei dati
sottostanti. I metodi che si basano su una maggior differenziazione delle
materie prime, forniscono risultati più precisi. La precisione dei dati
comunicati è anche strettamente legata alle informazioni sulle emissioni
rilasciate dai processi di estrazione e trasformazione delle materie prime
(«emissioni a monte»). I dati[12] alla base dei valori
indicati nel progetto di misura discussa con il comitato per la qualità dei
carburanti si basano su comunicazioni volontarie dell’associazione dei
produttori di idrocarburi, rappresentano meno della metà del petrolio greggio
raffinato nell’Unione e non forniscono informazioni sui prodotti importati. Gli
studi più recenti sulle materie prime utilizzate per produrre tra il 60%[13] e il 90%7 dei combustibili fossili consumati nell’Unione
suggeriscono che le emissioni medie di gas a effetto serra prodotte durante il
ciclo di vita dei combustibili superano di circa il 5% i dati presentati al
comitato per la qualità dei combustibili nella proposta del 2011. Ciò è
attribuibile in larga misura a un aumento significativo ed estremamente variabile
delle emissioni di carbonio da combustibili fossili a monte. Esistono notevoli
differenze per quanto riguarda l’intensità di gas a effetto serra a monte per
le materie prime convenzionali; inoltre, la produzione da fonti non
convenzionali di petrolio è spesso connotata da una maggiore intensità di gas a
effetto serra. Di conseguenza, l’armonizzazione nella comunicazione dei dati
consentirà di migliorare l’esattezza delle emissioni comunicate.
La precisione del metodo di calcolo è
fortemente correlata alla frazione di materie prime ad alta intensità
utilizzate nella produzione di combustibile. È pertanto necessario armonizzare
la comunicazione relativa all’origine[14]
e al luogo di acquisto[15]
del combustibile. Tuttavia, tale comunicazione deve essere in linea con l’attuale
legislazione dell’Unione concernente la registrazione delle importazioni e
delle forniture di petrolio greggio nell’UE[16].
Secondo l’analisi su cui si basa la presente
proposta, il costo supplementare totale per litro di combustibile per tutti i
metodi di calcolo in esame varia da 0,03 a 0,04 centesimi di EUR. L’incremento
maggiore è stato osservato quando i fornitori erano tenuti a comunicare i
valori dei gas a effetto serra sulla base delle emissioni specifiche del
fornitore o delle emissioni medie dell’Unione per ciascuna materia prima
utilizzata, invece che comunicare la media dell’Unione per tipo di combustibile
per tutte le materie prime. Ciò suggerisce che l’opzione ottimale non dovrebbe
imporre ai fornitori di comunicare i valori dei gas a effetto serra per ogni
materia prima. Di conseguenza, la metodologia proposta richiede ai fornitori di
comunicare l’intensità media delle emissioni di gas a effetto serra dell’Unione
per ciascun combustibile.
L’articolo 7 bis,
paragrafo 4, della direttiva 98/70/CE stabilisce che gruppi di fornitori
possano scegliere di ottemperare congiuntamente all’obbligo di riduzione del 6%,
mentre l’articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera c),
della stessa direttiva consente l’istituzione di «ogni norma necessaria» per
mettere in pratica tale scelta. Di conseguenza, al fine di facilitare l’uso di
un comune schema di comunicazione per i fornitori provenienti da più Stati
membri che decidano di comunicare le informazioni congiuntamente, è necessario
armonizzare le definizioni di: identificazione del fornitore, volume di
combustibile o energia, tipo di combustibile o energia, luogo di acquisto e
origine del combustibile o dell’energia immessa sul mercato. Inoltre, per
verificare che venga evitato un doppio conteggio nelle comunicazioni congiunte
transfrontaliere, è opportuno armonizzare le comunicazioni da parte degli Stati
membri alla Commissione in modo che le necessarie informazioni relative a
ciascun fornitore che faccia parte di un gruppo di due o più fornitori provenienti
da uno o più Stati membri possano essere messe a disposizione delle autorità di
tutti gli Stati membri interessati.
È opportuno che gli Stati membri consentano ai
fornitori di comunicare le informazioni utilizzando dati raccolti ai sensi di
altre normative dell’Unione o nazionali in modo da ridurre l’onere
amministrativo, a condizione che la comunicazione avvenga in conformità ai
requisiti di cui all’allegato IV. Le altre normative unionali comprendono, tra
l’altro, il regolamento (CE) n. 684/2009 della Commissione, del 24
luglio 2009, recante modalità di attuazione della direttiva 2008/118/CE del
Consiglio per quanto riguarda le procedure informatizzate relative alla
circolazione di prodotti sottoposti ad accisa in sospensione dall’accisa[17], il regolamento (CEE)
n. 2454/93 della Commissione, del 2 luglio 1993, che fissa
talune disposizioni d’applicazione del regolamento (CEE) n. 2913/92 del
Consiglio che istituisce il codice doganale comunitario[18], il regolamento (CE)
n. 1099/2008 relativo alle statistiche dell’energia[19], la direttiva 2009/28/CE
del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla
promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e
successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE[20] e successivi atti di
esecuzione della medesima, la decisione 2007/589/CE della Commissione, del 18 luglio 2007,
che istituisce le linee guida per il monitoraggio e la comunicazione delle
emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento
europeo e del Consiglio[21],
nonché il regolamento n. 2964/95 del Consiglio che introduce nella
Comunità la registrazione delle importazioni e delle forniture di petrolio
greggio.
Impatto finanziario
Nella valutazione d’impatto è stata inoltre
presa in considerazione la competitività dell’industria dell’Unione. Non si
prevede alcun impatto significativo sulle imprese (comprese le raffinerie). Ciò
è dovuto al fatto che i previsti aumenti del prezzo alla pompa dei combustibili
sono trascurabili e che, secondo la valutazione d’impatto, la quasi totalità di
tali costi sarà scaricata. 
2014/0286 (NLE)
Proposta di
DIRETTIVA DEL CONSIGLIO
che stabilisce i metodi di calcolo e gli
obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE del Parlamento
europeo e del Consiglio relativa alla qualità della benzina e del combustibile
diesel
IL CONSIGLIO DELL’UNIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione
europea,
vista la direttiva 98/70/CE del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 1998, relativa alla qualità della
benzina e del combustibile diesel e recante modificazione della direttiva 93/12/CEE
del Consiglio[22],
in particolare l’articolo 7 bis, paragrafo 5,
vista la proposta della Commissione europea,
considerando quanto segue:
(1)       Il metodo
di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e di altre
energie di origine non biologica da stabilire a norma dell’articolo 7 bis,
paragrafo 5, della direttiva 98/70/CE dovrebbe produrre comunicazioni
sufficientemente precise da permettere alla Commissione di valutare
criticamente le prestazioni dei fornitori di combustibili in merito all’adempimento
dei loro obblighi ai sensi dell’articolo 7 bis,
paragrafo 2, della stessa direttiva. Il metodo di calcolo dovrebbe
garantire misurazioni precise, pur tenendo debito conto della complessità degli
obblighi amministrativi connessi. Al tempo stesso, il metodo dovrebbe
incentivare i fornitori a ridurre l’intensità delle emissioni di gas a effetto
serra dei combustibili da loro forniti. Anche l’impatto
della metodologia sulle raffinerie dell’Unione merita di essere considerato
attentamente. Di conseguenza, il metodo di calcolo dovrebbe basarsi sulle
intensità medie delle emissioni di gas a effetto serra che rappresentano un
valore medio del settore tipico di una particolare fonte di combustibile (“valori
medi standard”). Ciò presenta il vantaggio di ridurre l’onere amministrativo a
carico dei fornitori e degli Stati membri. In questa fase la metodologia
proposta non dovrebbe richiedere la differenziazione dell’intensità delle
emissioni di gas serra dei combustibili in base all’origine della materia
prima, in quanto ciò pregiudicherebbe gli investimenti attualmente in corso
presso alcune raffinerie dell’Unione.
(2)       Gli obblighi di comunicazione
che competono ai fornitori che sono piccole e medie imprese (PMI) quali
definite nella raccomandazione della Commissione 2003/61 dovrebbero, per quanto
possibile, essere ridotti al minimo nel contesto dell’articolo 7 bis,
paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE. Analogamente, gli importatori di
benzina e combustibile diesel raffinati al di fuori dell’UE non dovrebbero
essere obbligati a fornire informazioni dettagliate circa le fonti di petrolio
greggio utilizzato per ottenere i combustibili, in quanto si tratta di
informazioni che possono non essere disponibili o difficili da ottenere.
(3)       Per incentivare ulteriori
riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra, il calcolo eseguito dai
fornitori sulle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita
dovrebbe comprendere i risparmi dichiarati per le riduzioni delle emissioni a
monte, incluse quelle derivanti dalla combustione in torcia o dal rilascio in
atmosfera. Al fine di facilitare la dichiarazione dei risparmi nelle emissioni
a monte da parte dei fornitori di combustibili, occorrerebbe autorizzare l’uso
di vari regimi di emissione per il calcolo e la certificazione delle riduzioni
delle emissioni. Dovrebbero essere ammissibili solo i progetti di riduzione a
monte che hanno inizio dopo la data di istituzione della norma di riferimento
di cui all’articolo 7 bis, paragrafo 5, lettera b),
vale a dire dopo il 1º gennaio 2011.
(4)       La media ponderata dei valori
standard delle emissioni di gas a effetto serra costituisce un metodo semplice
tramite il quale i fornitori possono determinare il contenuto di gas a effetto
serra dei combustibili da essi forniti. Tali valori, che illustrano la
tipologia UE di greggi lavorati, sono contenuti, tra l’altro, nella relazione “Well
to Wheel” (versione 4), elaborata dal consorzio JEC, negli studi svolti per
conto della Commissione europea al dott. A. Brandt sui bitumi naturali e sugli
scisti bituminosi, nonché nei lavori svolti dal Consiglio internazionale per i
Trasporti Puliti (ICCT, International Council on Clean Transportation)
sulle emissioni a monte nell’ambito dello “strumento di stima delle emissioni
di gas a effetto serra provenienti dalla produzione petrolifera” in rapporto al
petrolio greggio consumato nell’UE.
(5)       Le riduzioni delle emissioni
di gas a effetto serra associate alle emissioni dagli idrocarburi a monte
saranno stimate e convalidate in conformità dei principi e delle norme
contenuti nelle norme internazionali, in particolare ISO 14064, ISO 14065 e ISO
14066.
(6)       L’art. 7 bis,
paragrafo 5, lettera b), della direttiva 98/70/CE richiede la definizione di
una metodologia volta a determinare l’intensità complessiva delle emissioni di
gas a effetto serra dei combustibili di origine non biologica utilizzati nell’Unione
europea nel 2010 («la norma di riferimento per i carburanti»). La norma di
riferimento dovrebbe basarsi sui volumi di combustibile diesel, benzina,
gasolio destinato alle macchine mobili non stradali, gas di petrolio liquefatto
e gas naturale compresso, e utilizzare i dati comunicati ufficialmente nell’ambito
della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici nel 2010.
La norma di riferimento per i carburanti non dovrebbe essere il valore del combustibile
fossile di riferimento usato per calcolare le riduzioni delle emissioni di gas
a effetto serra dei biocarburanti, che dovrebbe rimanere quale previsto all’allegato
IV della direttiva 98/70/CE.
(7)       Poiché la composizione del
mix dei combustibili fossili in questione varia di poco da un anno all’altro,
anche la variazione annua dell’intensità complessiva delle emissioni di gas a
effetto serra dei combustibili fossili sarà limitata. È dunque corretto che la
norma di riferimento per i carburanti si basi sui dati del consumo medio dell’Unione
per il 2010 comunicati dagli Stati membri nel quadro della Convenzione quadro
delle Nazioni unite sui cambiamenti climatici.
(8)       La norma di riferimento per i
carburanti del 2010 dovrebbe rappresentare l’intensità media delle emissioni di
gas a effetto serra a monte e l’intensità media complessa delle emissioni di
gas a effetto serra delle raffinerie per i combustibili fossili. Di
conseguenza, il valore di riferimento dovrebbe essere calcolato utilizzando i
valori standard dei rispettivi combustibili. Il valore delle emissioni della
norma di riferimento per i carburanti dovrebbe restare immutato per il periodo
fino al 2020, al fine di garantire la certezza normativa ai fornitori per i
loro obblighi di riduzione dell’intensità dei gas a effetto serra in rapporto
ai combustibili forniti.
(9)       L’articolo 7 bis,
paragrafo 5, lettera d), della direttiva 98/70/CE prevede l’adozione di un
metodo per calcolare il contributo dei veicoli stradali elettrici. A norma di
tale articolo la metodologia dovrebbe essere compatibile con l’articolo 3,
paragrafo 4, della direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio[23].
Per garantire questa compatibilità, si deve usare lo stesso fattore di
adeguamento per l’efficienza della trasmissione.
(10)     Come stabilito all’articolo 7 bis,
paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE, l’energia elettrica fornita per il
trasporto su strada può essere comunicata dai fornitori nelle relazioni annuali
che devono presentare agli Stati membri. Per limitare i costi amministrativi,
ai fini della comunicazione da parte del fornitore, è opportuno che la
metodologia si basi su una stima piuttosto che sull’effettiva misurazione del
consumo di elettricità di un veicolo stradale o di un motociclo elettrico.
(11)     È auspicabile includere una
strategia dettagliata per stimare la quantità e l’intensità dei gas a effetto
serra dei biocarburanti nei casi in cui sono trattati insieme ai combustibili
fossili nel corso di uno stesso processo. Occorre utilizzare un metodo
specifico perché il volume del biocarburante risultante non è misurabile, ad
esempio nel caso di idrotrattamento di oli vegetali con un combustibile
fossile. L’articolo 7 quinquies, paragrafo 1, della
direttiva 98/70/CE stabilisce che, ai fini dell’articolo 7 bis
e dell’articolo 7 ter, paragrafo 2, della stessa
direttiva, le emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di
vita dovrebbero essere calcolate con la stessa metodologia. Pertanto, la
certificazione delle emissioni di gas a effetto serra con sistemi volontari
riconosciuti è altrettanto valida ai fini dell’articolo 7 bis
che ai fini dell’articolo 7 ter, paragrafo 2, della
direttiva 98/70/CE.
(12)     All’obbligo di comunicazione
per il fornitore, previsto all’articolo 7 bis, paragrafo 1,
della direttiva 98/70/CE si dovrebbe aggiungere l’obbligo di utilizzare un
formato armonizzato e la definizione dei dati da comunicare. È necessario
armonizzare la definizione dei dati per la corretta esecuzione del calcolo dell’intensità
dei gas a effetto serra legato agli obblighi di comunicazione dei dati da parte
dei singoli fornitori, in quanto tali dati costituiscono i principali elementi
del metodo armonizzato a norma dell’articolo 7 bis,
paragrafo 5, lettera a), della direttiva 98/70/CE. I dati comprendono
l’identificazione del fornitore, il volume e il tipo di combustibile o energia
immessi sul mercato.
(13)     L’obbligo di comunicazione per
il fornitore, di cui all’articolo 7 bis, paragrafo 1,
della direttiva 98/70/CE dovrebbe essere integrato da obblighi armonizzati in
materia di comunicazione, da un modello per la comunicazione e da definizioni
per le comunicazioni da parte dello Stato membro alla Commissione in merito
alle prestazioni in materia di gas a effetto serra dei combustibili utilizzati
nell’Unione. In particolare, questi obblighi di comunicazione consentiranno l’aggiornamento
del valore del carburante fossile di riferimento di cui al punto 19, parte C, dell’allegato
IV della direttiva 98/70/CE, nonché al punto 19, parte C, dell’allegato V della
direttiva 2009/28/CE, agevolando la comunicazione richiesta dall’articolo 8,
paragrafo 3, e dall’articolo 9, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE,
e l’aggiornamento del metodo di calcolo al progresso scientifico e tecnico al
fine di assicurare che esso risponda all’uso al quale è stato destinato. I dati
comprendono i volumi e il tipo di combustibile o di energia immessi sul
mercato, il luogo di acquisto e l’origine del combustibile o dell’energia
immessi sul mercato.
(14)     È opportuno che gli Stati
membri consentano ai fornitori di adempiere ai loro obblighi di comunicazione
facendo affidamento su dati equivalenti raccolti ai sensi di altre normative
dell’Unione o nazionali in modo da ridurre l’onere amministrativo, a condizione
che la comunicazione avvenga in conformità agli obblighi di cui all’allegato IV
e alle definizioni di cui agli allegati I e III.
(15)     L’articolo 7 bis,
paragrafo 5, lettera c), della direttiva 98/70/CE consente l’adozione
delle eventuali norme necessarie al fine di facilitare la comunicazione da
parte di gruppi di fornitori ai sensi dell’articolo 7 bis,
paragrafo 4, della stessa direttiva. È auspicabile che tale comunicazione
venga facilitata al fine di evitare perturbazioni ai movimenti fisici dei
combustibili, dal momento che diversi fornitori immettono sul mercato diversi
combustibili in proporzioni variabili e, pertanto, potrebbero dover mobilitare
livelli diversi di risorse per raggiungere l’obiettivo di riduzione dei gas a
effetto serra. Di conseguenza, è necessario armonizzare le definizioni relative
all’identificazione del fornitore, al volume, al tipo, al luogo d’acquisto e
all’origine del combustibile o dell’energia immessi sul mercato. Inoltre, per
evitare un doppio conteggio nelle comunicazioni congiunte transfrontaliere, è
opportuno armonizzare le comunicazioni da parte dello Stato membro alla
Commissione in modo che le necessarie informazioni relative a ogni fornitore
appartenente a un gruppo di due o più fornitori provenienti da uno o più Stati
membri possano essere messe a disposizione delle autorità di tutti gli Stati
membri interessati.
(16)     Ai sensi dell’articolo 8,
paragrafo 3, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri devono presentare
una relazione annuale sui dati nazionali relativi alla qualità dei combustibili
per l’anno civile precedente, nel formato stabilito dalla decisione 2002/159/CE
della Commissione, del 18 febbraio 2002[24].
Per tener conto delle modifiche apportate alla direttiva 98/70/CE dalla
direttiva 2009/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio[25] e dei conseguenti
obblighi supplementari di comunicazione che competono agli Stati membri, è
necessario, a fini di efficacia e armonizzazione, chiarire quali informazioni,
tra quelle rientranti negli obblighi di comunicazione dei dati sulla qualità
dei combustibili di cui all’articolo 8 della direttiva 98/70/CE, devono essere
comunicate e adottare altresì il formato per la trasmissione di tali dati da
parte dei fornitori e degli Stati membri.
(17)     La Commissione ha presentato
un progetto di misura al comitato istituito il 23 febbraio 2012 dalla direttiva
98/70/CE. Il comitato non è stato in grado di esprimere un parere con la
necessaria maggioranza qualificata ed è quindi opportuno che la Commissione
presenti una proposta al Consiglio a norma dell’articolo 5 bis,
paragrafo 4, della decisione 2006/512/CE del Consiglio,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DIRETTIVA:
Articolo 1
Ambito di applicazione
La presente
direttiva si applica ai combustibili per veicoli stradali, macchine mobili non
stradali (comprese navi adibite alla navigazione interna quando non sono in
mare), trattori agricoli e forestali e imbarcazioni da diporto quando non sono
in mare, nonché all’elettricità utilizzata da veicoli stradali.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini della
presente direttiva si applicano, oltre alle definizioni già presenti nella
direttiva 98/70/CE, le seguenti definizioni: 
1)         «emissioni a monte»: le
emissioni di gas a effetto serra che si verificano prima che le materie prime
entrino in una raffineria o in un impianto di trasformazione dove viene
prodotto il combustibile di cui all’allegato I; 
2)         “materia prima da bitumi
naturali”: materia prima da raffinare di qualsiasi origine:
–              
che abbia gravità API (American Petroleum
Institute) di 10 gradi o inferiore quando situata in una formazione reservoir
presso il luogo di estrazione definita conformemente al metodo di prova dell’American
Society for Testing and Materials (ASTM)[26]
D287;
–              
che abbia viscosità media annua alla temperatura
del reservoir maggiore di quella calcolata dall’equazione: Viscosità
(centipoise) = 518,98e-0,038T; dove T è la temperatura in gradi Celsius;
–              
che rientri nella definizione di sabbie bituminose
con il codice della nomenclatura combinata NC 2714 come indicato nel
regolamento (CEE) n. 2658/87 del Consiglio[27]; nonché
–              
per la quale la mobilizzazione della fonte di
materia prima è realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a gravità
con potenziamento termico dove l’energia termica deriva principalmente da fonti
diverse dalla fonte di materia prima stessa;
3)         “materia prima scisti
bituminosi”: qualsiasi fonte di materia prima per raffineria situata in una
formazione rocciosa contenente kerogene solido e rientrante nella definizione
di scisti bituminosi con il codice della nomenclatura combinata NC 2714
indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/8727. La mobilizzazione della fonte di materia
prima è realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a gravità con
potenziamento termico.
4)         “petrolio greggio
convenzionale”: qualsiasi fonte di materia prima per raffineria provvista di
gravità API (American Petroleum Institute gravity) superiore a 10 gradi
quando situata in una formazione reservoir presso il suo luogo di origine,
misurata secondo il metodo di prova ASTM D287 e non rientrante nella
definizione corrispondente al codice NC 2714 indicato nel regolamento
(CEE) n. 2658/8727. 
Articolo 3
            Metodo di calcolo e
comunicazione, ad uso dei fornitori di combustibili, dell’intensità delle
emissioni di gas a effetto serra dei combustibili e dell’energia forniti
diversi dai biocarburanti
1.           Ai fini dell’articolo 7 bis,
paragrafo 2, gli Stati membri si assicurano che i fornitori di combustibili
utilizzino la metodologia di cui all’allegato I al fine di determinare l’intensità
delle emissioni di gas a effetto serra dei combustibili da loro forniti.
2.           Ai fini dell’articolo 7 bis,
paragrafo 1, secondo comma, e dell’articolo 7 bis,
paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE, gli Stati membri impongono ai
fornitori di comunicare i dati utilizzando le definizioni e la metodologia di calcolo
di cui all’allegato I della presente direttiva. I dati sono trasmessi con
cadenza annuale utilizzando il modello di cui all’allegato IV della presente
direttiva.
3.           Gli Stati membri applicano la
metodologia semplificata di cui all’allegato I della presente direttiva per i
fornitori di combustibili che sono piccole e medie imprese.
Articolo 4
            Calcolo della norma di
riferimento per i carburanti e della riduzione dell’intensità dei gas a effetto
serra 
Ai fini di
verificare l’osservanza da parte dei fornitori di combustibili degli obblighi
di cui all’articolo 7 bis, paragrafo 2, della direttiva 98/70/CE,
gli Stati membri prescrivono ai fornitori di confrontare le riduzioni ottenute
delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei
combustibili e dell’energia elettrica con la norma di riferimento per i
carburanti stabilita nell’allegato II della presente direttiva.
Articolo 5
            Comunicazione da parte degli
Stati membri 
1.           Quando presentano relazioni
alla Commissione ai sensi dell’articolo 8, paragrafo 3, della
direttiva 98/70/CE, gli Stati membri forniscono i dati di cui all’allegato
III relativamente all’osservanza dell’articolo 7 bis di tale
direttiva.
2.           Gli Stati membri utilizzano
gli strumenti della rete ReportNet dell’Agenzia europea dell’ambiente, messi a
disposizione ai sensi del regolamento (CE) n. 401/2009[28], per la presentazione
dei dati di cui all’allegato III della presente direttiva. I dati sono
comunicati dagli Stati membri mediante trasferimento dati elettronico al
registro centralizzato dei dati (Central Data Repository) gestito dall’Agenzia
europea per l’ambiente utilizzando il modello elaborato sulla base dell’allegato
IV e ivi contenuto.
3.           I dati saranno trasmessi
annualmente utilizzando il formato stabilito nell’allegato IV. Gli Stati membri
notificano alla Commissione la data di trasmissione e il nome della persona di
contatto dell’autorità competente incaricata di verificare e comunicare i dati
alla Commissione.
Articolo 6
Sanzioni
Gli Stati membri stabiliscono le norme relative alle
sanzioni applicabili in caso di violazione delle disposizioni nazionali
adottate conformemente alla presente direttiva e prendono tutte le misure
necessarie per garantirne l’attuazione. Le sanzioni devono essere efficaci,
proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano dette disposizioni alla
Commissione entro [dodici mesi dall’adozione] e provvedono poi a notificare
immediatamente le eventuali modifiche successive.
Articolo 7
Recepimento
1.           Gli Stati membri mettono in
vigore le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie
per conformarsi alla presente direttiva entro [dodici mesi dall’adozione]. Essi
comunicano immediatamente alla Commissione il testo delle disposizioni. 
2.           Quando gli Stati membri adottano
tali disposizioni, queste contengono un riferimento alla presente direttiva o
sono corredate di un siffatto riferimento all’atto della pubblicazione
ufficiale. Le modalità del riferimento sono stabilite dagli Stati membri.
3.           Gli Stati membri comunicano
alla Commissione il testo delle disposizioni essenziali di diritto interno
adottate nella materia disciplinata dalla presente direttiva.
Articolo 8
Entrata in vigore
La presente direttiva entra in vigore il
ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione
europea.
Articolo 9
Gli Stati membri sono destinatari della
presente direttiva.
Fatto a Bruxelles, il
                                                                       Per
il Consiglio
                                                                       Il
presidente
[1]               Direttiva 2009/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 88).
[2]               Fornitore: il soggetto responsabile del passaggio del
combustibile o dell’elettricità attraverso il punto di riscossione delle accise
(ad esempio, la raffineria di petrolio). 
[3]               https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp
sia per le domande che per le risposte
[4]               Il consorzio JEC comprende JRC, EUCAR e Concawe. La
Commissione partecipa dunque a questi lavori insieme alle industrie
automobilistica e petrolifera europee.
http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf
[5]               https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d

[6]               https://circabc.europa.eu/w/browse/9ab55170-dc88-4dcb-b2d6-e7e7ba59d8c3 
[7]               International Council on Clean Transportation (ICCT)
https://circabc.europa.eu/w/browse/49f63fd8-7e27-4cf7-8790-3410ee8d308e
[8]               https://circabc.europa.eu/w/browse/9e51b066-9394-4821-a1e2-ff611ab22a2d 
[9]               https://circabc.europa.eu/w/browse/75e69e4c-ded2-418c-a6e6-ee3fa3a93c6c
[10]             http://ec.europa.eu/transparency/regcomitology/index.cfm?do=search.dossierdetail&i4E3IvzVEe6K7czhtRYFvHaI4f3TEUr8zQzZMBeU3winIDvf1TNPofuY6ToXhDSw
[11]             https://circabc.europa.eu/w/browse/6893ba02-aaed-40a7-bf0d-f5affc85a619
[12]             http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf
[13]             http://www.nrcan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/energy/pdf/EU_FQD_Study_Final_Report.pdf
[14]             Origine: la denominazione commerciale della materia prima.
Le informazioni sul petrolio greggio, ad eccezione della denominazione
commerciale, sono attualmente comunicate a norma del regolamento (CEE) n. 2964/95
del Consiglio e trasmesse trimestralmente alla Commissione secondo stretti
criteri di riservatezza. Viene richiesta la comunicazione di una non
specificata “designazione”. La denominazione commerciale è invece una
descrizione più precisa e più ampiamente riconosciuta, più facilmente
ricollegabile alle emissioni di gas a effetto serra. Di conseguenza, la misura
di esecuzione riporterà un elenco delle denominazioni commerciali dei petroli
greggi usati più comunemente.
[15]             Luogo di acquisto: paese e nome dell’impianto di
trasformazione. Gli Stati membri ottengono già queste informazioni attraverso
la normativa inerente ai dazi doganali. In particolare, l’articolo 37 del
regolamento (CE) n. 450/2008
autorizza la richiesta di tutte le necessarie informazioni riguardanti il paese
di origine di un prodotto. L’origine è definita come il luogo in cui il
prodotto ha subito l’ultima trasformazione sostanziale. Definizioni specifiche
per le trasformazioni relative ai combustibili sono indicate negli allegati 14
e 15 del regolamento n. 2454/93 della Commissione.
[16]             Regolamento (CE) n. 2964/95 del Consiglio che introduce
nella Comunità la registrazione delle importazioni e delle forniture di
petrolio greggio, GU L 310 del 22.12.1995, pag. 5.
[17]             GU L 197 del 29.7.2009, pag. 24.
[18]             GU L 253 dell’11.10.1993, pag. 1.
[19]             GU L 304 del 14.11.2008, pag. 1.    
[20]             GU L 140 del 5.6.2009, pag. 16.
[21]             GU L 229 del 31.8.2007, pag. 1.
[22]             GU L 350 del 28.12.1998, pag. 58.
[23]             Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti
rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE
e 2003/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag.16).
[24]             Decisione 2002/159/CE della Commissione, del 18 febbraio 2002,
concernente il formato comune per la presentazione delle sintesi dei dati
nazionali relativi alla qualità dei combustibili (GU L 53 del 23.2.2002, pag. 30).
[25]             Direttiva 2009/30/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 23 aprile 2009, che modifica la direttiva 98/70/CE per quanto
riguarda le specifiche relative a benzina, combustibile diesel e gasolio nonché
l’introduzione di un meccanismo inteso a controllare e ridurre le emissioni di
gas a effetto serra, modifica la direttiva 1999/32/CE del Consiglio per quanto
concerne le specifiche relative al combustibile utilizzato dalle navi adibite
alla navigazione interna e abroga la direttiva 93/12/CEE (GU L 140 del 5.6.2009,
pag. 88).
[26]             American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml 
[27]             Regolamento (CEE) n. 2658/87 del Consiglio, del 23 luglio 1987,
relativo alla nomenclatura tariffaria e statistica ed alla tariffa doganale
comune (GU L 256 del 7.9.1987, pag. 1). 
[28]             Regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 23 aprile 2009, sull’Agenzia europea dell’ambiente e la
rete europea d’informazione e di osservazione in materia ambientale (GU L 126
del 21.5.2009, pag. 13).
Allegato
I
Metodo
di calcolo e comunicazione, a uso dei fornitori di combustibili, dell’intensità
delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita dei
combustibili e dell’energia
Parte 1
Elementi da
tenere presente quando è calcolata l’intensità delle emissioni di gas a effetto
serra dei combustibili e dell’energia ascrivibili a un fornitore di
combustibili:
1.                      
l’intensità
delle emissioni di gas a effetto serra per combustibili e energia è espressa in
termini di grammi equivalenti di biossido di carbonio per megajoule di
carburante (gCO2eq/MJ);
2.                      
i
gas a effetto serra considerati ai fini del calcolo dell’intensità delle
emissioni di gas a effetto serra dei combustibili sono il biossido di carbonio
(CO2), il protossido di azoto (N2O) e il metano (CH4).
Ai fini del calcolo dell’equivalenza in CO2, le emissioni di tali
gas sono valutate in termini di emissioni di CO2 equivalente come
segue:
CO2: 1;   CH4:
25;   N2O: 298;
3.                      
le
emissioni prodotte dalla fabbricazione di macchine e attrezzature utilizzate
nell’estrazione, nella produzione, nella raffinazione e nel consumo di
combustibili fossili non sono considerate ai fini del calcolo delle emissioni
di gas a effetto serra;
4.                      
l’intensità
delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita di
tutti i combustibili forniti dal fornitore è calcolata secondo la formula
seguente:
intensità dei gas a effetto serra del
fornitore (#) = 
dove s’intende
con:
(a)              
«#», l’identificazione del fornitore (debitore dell’accisa)
definita nel regolamento (CE) n. 684/2009 come codice accisa dell’operatore
(numero di registrazione SEED o numero di partita IVA nella tabella 1, punto 5,
lettera a), dell’allegato I del suddetto regolamento per i codici del tipo di
destinazione 1, 2, 3, 4, 5 e 8), che è anche il debitore dell’accisa in
conformità dell’articolo 8 della direttiva 2008/118/CE del Consiglio nel
momento in cui l’accisa è divenuta esigibile a norma dell’articolo 7,
paragrafo 2, della medesima direttiva. Se tale identificazione non è
disponibile, gli Stati membri garantiscono che sia utilizzato un mezzo
equivalente di identificazione in conformità a un regime nazionale di
comunicazione delle accise;
(b)              
«x», i tipi di combustibile e energia che rientrano
nel campo d’applicazione della presente direttiva espressi come indicato nella
tabella 1, punto 17, lettera c), dell’allegato I del regolamento (CE) n. 684/2009.
Se questi dati non sono disponibili, gli Stati membri raccolgono dati
equivalenti in conformità a un regime nazionale di comunicazione delle accise;
(c)              
«MJx», l’energia totale fornita e
convertita a partire dai volumi comunicati di combustibile «x», espressa in
megajoule. Il calcolo è effettuato come segue:
la quantità di
ciascun combustibile per tipo di combustibile
è ricavata dai dati comunicati a norma
della tabella 1, punto 17, lettere d), f) e o), dell’allegato I del regolamento
(CE) n. 684/2009. Le quantità di biocarburante sono convertite nel
rispettivo contenuto energetico (potere calorifico inferiore) in base alle
densità energetiche di cui all’allegato III della direttiva 2009/28/CE[1]. Le
quantità di combustibile di origine non biologica sono convertite nel
rispettivo contenuto energetico (valore calorifico inferiore) in base alle
densità energetiche di cui all’appendice 1 della relazione Well-to-Tank
del JEC[2].
Cotrattamento simultaneo di
combustibili fossili e biocarburanti
Il trattamento consiste in
qualsiasi modifica che, nel corso del ciclo di vita del combustibile o
dell’energia forniti, alteri la struttura molecolare del prodotto. Questo trattamento
non prevede l’aggiunta di denaturante. Il volume da considerare dei
biocarburanti trattati insieme ai combustibili di origine non biologica è
quello dei biocarburanti dopo il trattamento. La quantità di energia del
biocarburante cotrattato è determinata secondo il bilancio energetico e
l’efficienza del processo di cotrattamento di cui all’allegato IV, punto 17,
della direttiva 98/70/CE.
Se vari biocarburanti sono
miscelati con combustibili fossili, la quantità e il tipo di ogni biocarburante
sono presi in considerazione ai fini del calcolo e comunicati agli Stati membri
dai fornitori.
Il volume di biocarburante
fornito che non risponde ai requisiti dell’articolo 7 ter,
paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE è computato come combustibile fossile.
Le miscele di benzina-etanolo E85
sono calcolate come carburante a sé ai fini dell’articolo 6 del regolamento
(CE) n. 443/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio[3].
Se i dati relativi alla quantità
non sono raccolti a norma del regolamento (CE) n. 684/2009, gli Stati
membri raccolgono dati equivalenti in conformità a un regime nazionale di
comunicazione delle accise.
Quantità di energia elettrica
consumata
Consiste nella quantità di
energia elettrica consumata dai veicoli stradali o dai motocicli e comunicata
dal fornitore alle competenti autorità dello Stato membro secondo la seguente
formula:
energia elettrica consumata =
distanza percorsa (km) x efficienza del consumo di energia elettrica (MJ/km)
(d)             
UER
Consiste nella
riduzione delle emissioni di gas a effetto serra a monte (Upstream Emission
Reduction) dichiarata dal fornitore di combustibile, espressa in gCO2eq
se quantificata e comunicata in conformità ai seguenti requisiti:
Ammissibilità
Le riduzioni volontarie delle
emissioni di gas a effetto serra presso i siti di produzione e estrazione di
idrocarburi sono applicabili solo alla parte dei valori standard riguardante le
emissioni a monte per benzina, diesel, gas naturale compresso o GPL.
La riduzione delle emissioni di
gas a effetto serra a monte effettuata in qualsiasi paese può essere
considerata una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ascrivibile ai
combustibili ricavati da qualsiasi fonte di materia prima e forniti da
qualsiasi fornitore.
Le riduzioni delle emissioni di
gas a effetto serra a monte sono computate solo se associate ai progetti
iniziati dopo il 1º gennaio 2011.
Non è necessario dimostrare che
le riduzioni delle emissioni a monte non avrebbero avuto luogo senza gli
obblighi di comunicazione previsti dall’articolo 7 bis.
Calcolo
Le riduzioni delle emissioni di
gas a effetto serra associate alle emissioni di idrocarburi a monte saranno
stimate e convalidate in conformità dei principi e delle norme individuati
nelle norme internazionali, in particolare ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066.
Il monitoraggio, la comunicazione
e la verifica delle UER e delle emissioni di riferimento devono essere
effettuati in conformità alla norma ISO 14064 e devono fornire risultati di
affidabilità equivalente a quella richiesta dai regolamenti (UE) nn. 600/2012 e
601/2012. I metodi di stima delle UER devono essere verificati conformemente
alla norma ISO 14064-3 e l’organismo che esegue tale verifica deve essere
accreditato in conformità alla norma ISO 14065. 
(e)              
Con «GHGix» s’intende l’intensità unitaria delle
emissioni di gas a effetto serra del combustibile x espressa in gCO2eq/MJ. I
fornitori di combustibili definiscono l’intensità unitaria di ciascun
combustibile come segue:
L’intensità delle emissioni di
gas a effetto serra dei combustibili di origine non biologica è
“l’intensità unitaria di gas a effetto serra ponderata durante il ciclo di
vita” per tipo di combustibile elencato nell’ultima colonna della tabella di
cui alla parte 2, punto 5, del presente allegato.
L’energia elettrica è
calcolata come indicato nella parte 2, punto 6.
Intensità delle
emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti
L’intensità dei gas a effetto
serra dei biocarburanti che soddisfano gli obblighi di cui
all’articolo 7 ter, paragrafo 1, della direttiva 98/70/CE
è calcolata in base all’articolo 7 quinquies della medesima
direttiva. Se i dati sulle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il
ciclo di vita dei biocarburanti sono stati ottenuti conformemente a un accordo
o a un regime oggetto di una decisione adottata ai sensi
dell’articolo 7 quater, paragrafo 4, della direttiva
98/70/CE relativamente alle disposizioni dell’articolo 7 ter,
paragrafo 2, della medesima direttiva, tali dati sono utilizzati anche per
determinare l’intensità dei gas a effetto serra dei biocarburanti ai sensi
dell’articolo 7 ter, paragrafo 1, di detta direttiva.
L’intensità dei gas a effetto serra per i biocarburanti che non soddisfano gli
obblighi di cui all’articolo 7 ter, paragrafo 1, della
direttiva 98/70/CE è pari all’intensità dei gas a effetto serra dei
corrispondenti combustibili fossili derivati da idrocarburi convenzionali.
Cotrattamento
simultaneo di combustibili di origine non biologica e biocarburanti

L’intensità dei gas a effetto
serra dei biocarburanti trattati insieme ai combustibili fossili è quella del
biocarburante dopo il trattamento. 
(f)               
«AF» esprime i fattori di adeguamento per
l’efficienza della trasmissione: 
 Tecnologia di conversione prevalente || Fattore di efficienza 
 Motore a combustione interna || 1 
 Motopropulsore elettrico a batteria || 0,4 
 Motopropulsore elettrico a celle a combustibile a idrogeno || 0,4 
Parte 2 - Comunicazione
da parte dei fornitori
(1)              
Riduzioni delle emissioni a monte (UER)
Affinché le
riduzioni delle emissioni a monte possano essere calcolate utilizzando la
presente metodologia, i fornitori di combustibili comunicano all’autorità
designata dagli Stati membri le seguenti informazioni:
i)       data d’inizio del progetto, che deve
essere successiva al 1° gennaio 2011;
ii)      riduzioni delle emissioni annue in
gCO2eq;
iii)     periodo di tempo durante il quale hanno
avuto luogo le riduzioni dichiarate;
iv)     sede del progetto più vicina alla fonte
delle emissioni in gradi di latitudine e longitudine fino al quarto decimale;
v)      emissioni annue di riferimento prima
dell’attuazione delle misure di riduzione ed emissioni annue dopo l’attuazione
delle misure di riduzione in gCO2eq/MJ di materia prima prodotta; 
vi)     numero di certificato non riutilizzabile
per l’identificazione esclusiva del sistema e delle riduzioni dichiarate di gas
a effetto serra;
vii)    numero non riutilizzabile per
l’identificazione esclusiva del metodo di calcolo e del relativo sistema;
viii)   se il progetto riguarda l’estrazione di
petrolio, il rapporto gas-petrolio (GOR) in soluzione medio annuo, storico e
dell’anno in causa, pressione del reservoir, profondità e produzione di
petrolio greggio del pozzo.
(2)              
Origine 
Con «origine» s’intende la
denominazione commerciale delle materie prime di cui alla parte 2, punto 7, del
presente allegato, ma solo se il fornitore di combustibile detiene
l’informazione richiesta perché i) è una persona o un’impresa che effettua
un’importazione di petrolio greggio da paesi terzi oppure che riceve una
fornitura di petrolio greggio da un altro Stato membro in conformità
dell’articolo 1 del regolamento (CE) n. 2964/95 del Consiglio oppure
ii) ha stipulato accordi per condividere le informazioni con altri fornitori di
combustibile. In tutti gli altri casi, l’«origine» deve far riferimento alla
provenienza UE o non UE del combustibile.
Le informazioni raccolte e
trasmesse dai fornitori di combustibile agli Stati membri riguardo all’origine
dei combustibili sono riservate, ma ciò non preclude alla Commissione di
pubblicare informazioni di carattere generale o in forma sintetica che non
contengano dati relativi alle singole imprese.
Per quanto riguarda i
biocarburanti, con «origine» s’intende la filiera di produzione del
biocarburante di cui all’allegato IV della direttiva 98/70/CE. 
Qualora siano utilizzate più
materie prime, si indica la quantità in tonnellate di prodotto finito per tipo
di materia prima prodotta nei rispettivi impianti di trattamento durante l’anno
in causa. 
(3)              
Luogo di acquisto
Con «luogo di acquisto» s’intende
il paese e il nome dell’impianto di trattamento in cui il combustibile o
l’energia hanno subito l’ultima trasformazione sostanziale, utilizzati per
assegnare l’origine del combustibile o dell’energia in conformità del
regolamento (CEE) n. 2454/93 della Commissione.
(4)              
Piccole e medie imprese
In deroga a quanto predetto, per i
fornitori di combustibile che sono piccole e medie imprese l’«origine» e il
«luogo d’acquisto» si riferiscono alla provenienza UE o non UE, secondo il
caso, a prescindere dal fatto che essi importino o forniscano oli greggi di
petrolio o di minerali bituminosi.
(5)              
Valori medi standard per il 2010 dei gas a effetto
serra prodotti durante il ciclo di vita dei combustibili diversi dai
biocarburanti e dall’energia elettrica
 Fonte di materie prime e processo || Tipo di combustibile o energia immesso sul mercato || Intensità unitaria delle emissioni di gas serra durante il ciclo di vita (gCO2eq/MJ) || Intensità unitaria delle emissioni di gas serra ponderata durante il ciclo di vita (gCO2eq/MJ) 
 Greggio convenzionale || Benzina || 93,2 ||       93,3 
 Liquido da gas naturale (GTL) || 94,3 
 Liquido da carbone || 172 
 Bitume naturale || 107 
 Scisti bituminosi || 131,3 
   ||   
 Greggio convenzionale || Diesel o gasolio || 95 ||       95,1 
 Liquido da gas naturale (GTL) || 94,3 
 Liquido da carbone || 172 
 Bitume naturale || 108,5 
 Scisti bituminosi || 133,7 
   ||   
 Qualsiasi fonte fossile || Gas di petrolio liquefatto per motore ad accensione comandata || 73,6 || 73,6 
 Gas naturale, miscela dell’UE || Gas compresso per motore ad accensione comandata || 69,3 || 69,3 
 Gas naturale, miscela dell’UE || Gas liquefatto per motore ad accensione comandata || 74,5 || 74,5 
 Reazione Sabatier avente come fonte di idrogeno l’elettrolisi prodotta con energie rinnovabili non biologiche || Metano sintetico compresso nel motore ad accensione comandata || 3,3 || 3,3 
 Gas naturale mediante steam reforming || Idrogeno compresso in una cella a combustibile || 104,3 || 104,3 
 Elettrolisi completamente alimentata da energia rinnovabile non biologica || Idrogeno compresso in una cella a combustibile || 9,1 || 9,1 
 Carbone || Idrogeno compresso in una cella a combustibile || 234,4 || 234,4 
 Carbone con cattura e sequestro del carbonio delle emissioni di processo || Idrogeno in una cella a combustibile || 52,7 || 52,7 
 Rifiuti plastici provenienti da materie prime fossili || Benzina, diesel o gasolio || 86 || 86 
(6)              
Energia elettrica
Per la comunicazione dei dati da
parte dei fornitori dell’energia elettrica utilizzata dai veicoli e dai
motocicli elettrici, gli Stati membri devono calcolare i valori standard medi
nazionali del ciclo di vita conformemente alle norme internazionali
applicabili.
In alternativa, gli Stati membri
possono autorizzare i fornitori a determinare l’intensità dei gas a effetto
serra (gCO2eq/MJ) per unità di energia elettrica sulla base dei dati
comunicati dagli Stati membri a norma dei
seguenti atti:
i)       regolamento (CE) n. 1099/2008 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2008, relativo alle
statistiche dell’energia, oppure
ii)      regolamento (UE)
n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 maggio 2013,
relativo a un meccanismo di monitoraggio e comunicazione delle emissioni di gas
a effetto serra e di comunicazione di altre informazioni in materia di
cambiamenti climatici a livello nazionale e dell’Unione europea, oppure 
iii)     regolamento delegato (UE)
n. 666/2014 della Commissione, del 12 marzo 2014, che
stabilisce requisiti sostanziali per il sistema di inventario dell’Unione e
tiene conto dei cambiamenti apportati ai potenziali di riscaldamento globale e
alle linee guida sugli inventari concordate a livello internazionale a norma
del regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio.
(7)              
Denominazione commerciale delle materie prime
 Paese || Denominazione commerciale delle materie prime || API || Zolfo (% in massa) 
 Abu Dhabi || Al Bunduq || 38,5 || 1,1 
 Abu Dhabi || Mubarraz || 38,1 || 0,9 
 Abu Dhabi || Murban || 40,5 || 0,8 
 Abu Dhabi || Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) || 40,6 || 1 
 Abu Dhabi || Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) || 37,4 || 1,5 
 Abu Dhabi || Arzanah || 44 || 0 
 Abu Dhabi || Abu Al Bu Khoosh || 31,6 || 2 
 Abu Dhabi || Murban Bottoms || 21,4 || Non disponibile (in appresso, n. d.) 
 Abu Dhabi || Top Murban || 21 || n. d. 
 Abu Dhabi || Upper Zakum || 34,4 || 1,7 
 Algeria || Arzew || 44,3 || 0,1 
 Algeria || Hassi Messaoud || 42,8 || 0,2 
 Algeria || Zarzaitine || 43 || 0,1 
 Algeria || Algerian || 44 || 0,1 
 Algeria || Skikda || 44,3 || 0,1 
 Algeria || Saharan Blend || 45,5 || 0,1 
 Algeria || Hassi Ramal || 60 || 0,1 
 Algeria || Algerian Condensate || 64,5 || n. d. 
 Algeria || Algerian Mix || 45,6 || 0,2 
 Algeria || Algerian Condensate (Arzew) || 65,8 || 0 
 Algeria || Algerian Condensate (Bejaia) || 65,0 || 0 
 Algeria || Top Algerian || 24,6 || n. d. 
 Angola || Cabinda || 31,7 || 0,2 
 Angola || Takula || 33,7 || 0,1 
 Angola || Soyo Blend || 33,7 || 0,2 
 Angola || Mandji || 29,5 || 1,3 
 Angola || Malongo (West) || 26 || n. d. 
 Angola || Cavala-1 || 42,3 || n. d. 
 Angola || Sulele (South-1) || 38,7 || n. d. 
 Angola || Palanca || 40 || 0,14 
 Angola || Malongo (North) || 30 || n. d. 
 Angola || Malongo (South) || 25 || n. d. 
 Angola || Nemba || 38,5 || 0 
 Angola || Girassol || 31,3 || n. d. 
 Angola || Kuito || 20 || n. d. 
 Angola || Hungo || 28,8 || n. d. 
 Angola || Kissinje || 30,5 || 0,37 
 Angola || Dalia || 23,6 || 1,48 
 Angola || Gimboa || 23,7 || 0,65 
 Angola || Mondo || 28,8 || 0,44 
 Angola || Plutonio || 33,2 || 0,036 
 Angola || Saxi Batuque Blend || 33,2 || 0,36 
 Angola || Xikomba || 34,4 || 0,41 
 Arabia saudita || Light (Pers. Gulf) || 33,4 || 1,8 
 Arabia saudita || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27,9 || 2,8 
 Arabia saudita || Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30,8 || 2,4 
 Arabia saudita || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37,8 || 1,1 
 Arabia saudita || Light (Yanbu) || 33,4 || 1,2 
 Arabia saudita || Heavy (Yanbu) || 27,9 || 2,8 
 Arabia saudita || Medium (Yanbu) || 30,8 || 2,4 
 Arabia saudita || Berri (Yanbu) || 37,8 || 1,1 
 Arabia saudita || Medium (Zuluf/Marjan) || 31,1 || 2,5 
 Argentina || Tierra del Fuego || 42,4 || n. d. 
 Argentina || Santa Cruz || 26,9 || n. d. 
 Argentina || Escalante || 24 || 0,2 
 Argentina || Canadon Seco || 27 || 0,2 
 Argentina || Hidra || 51,7 || 0,05 
 Argentina || Medanito || 34,93 || 0,48 
 Armenia || Armenian Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Australia || Jabiru || 42,3 || 0,03 
 Australia || Kooroopa (Jurassic) || 42 || n. d. 
 Australia || Talgeberry (Jurassic) || 43 || n. d. 
 Australia || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || n. d. 
 Australia || Woodside Condensate || 51,8 || n. d. 
 Australia || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || n. d. 
 Australia || Harriet || 38 || n. d. 
 Australia || Skua-3 (Challis Field) || 43 || n. d. 
 Australia || Barrow Island || 36,8 || 0,1 
 Australia || Northwest Shelf Condensate || 53,1 || 0 
 Australia || Jackson Blend || 41,9 || 0 
 Australia || Cooper Basin || 45,2 || 0,02 
 Australia || Griffin || 55 || 0,03 
 Australia || Buffalo Crude || 53 || n. d. 
 Australia || Cossack || 48,2 || 0,04 
 Australia || Elang || 56,2 || n. d. 
 Australia || Enfield || 21,7 || 0,13 
 Australia || Gippsland (Bass Strait) || 45,4 || 0,1 
 Azerbaigian || Azeri Light || 34,8 || 0,15 
 Bahrein || Bahrain Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Belize || Belize Light Crude || 40 || n. d. 
 Belize || Belize Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Benin || Seme || 22,6 || 0,5 
 Benin || Benin Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Bielorussia || Belarus Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Bolivia || Bolivian Condensate || 58,8 || 0,1 
 Brasile || Garoupa || 30,5 || 0,1 
 Brasile || Sergipano || 25,1 || 0,4 
 Brasile || Campos Basin || 20 || n. d. 
 Brasile || Urucu (Upper Amazon) || 42 || n. d. 
 Brasile || Marlim || 20 || n. d. 
 Brasile || Brazil Polvo || 19,6 || 1,14 
 Brasile || Roncador || 28,3 || 0,58 
 Brasile || Roncador Heavy || 18 || n. d. 
 Brasile || Albacora East || 19,8 || 0,52 
 Brunei || Seria Light || 36,2 || 0,1 
 Brunei || Champion || 24,4 || 0,1 
 Brunei || Champion Condensate || 65 || 0,1 
 Brunei || Brunei LS Blend || 32 || 0,1 
 Brunei || Brunei Condensate || 65 || n. d. 
 Brunei || Champion Export || 23,9 || 0,12 
 Camerun || Kole Marine Blend || 34,9 || 0,3 
 Camerun || Lokele || 21,5 || 0,5 
 Camerun || Moudi Light || 40 || n. d. 
 Camerun || Moudi Heavy || 21,3 || n. d. 
 Camerun || Ebome || 32,1 || 0,35 
 Camerun || Cameroon Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Canada || Peace River Light || 41 || n. d. 
 Canada || Peace River Medium || 33 || n. d. 
 Canada || Peace River Heavy || 23 || n. d. 
 Canada || Manyberries || 36,5 || n. d. 
 Canada || Rainbow Light and Medium || 40,7 || n. d. 
 Canada || Pembina || 33 || n. d. 
 Canada || Bells Hill Lake || 32 || n. d. 
 Canada || Fosterton Condensate || 63 || n. d. 
 Canada || Rangeland Condensate || 67,3 || n. d. 
 Canada || Redwater || 35 || n. d. 
 Canada || Lloydminster || 20,7 || 2,8 
 Canada || Wainwright- Kinsella || 23,1 || 2,3 
 Canada || Bow River Heavy || 26,7 || 2,4 
 Canada || Fosterton || 21,4 || 3 
 Canada || Smiley-Coleville || 22,5 || 2,2 
 Canada || Midale || 29 || 2,4 
 Canada || Milk River Pipeline || 36 || 1,4 
 Canada || Ipl-Mix Sweet || 40 || 0,2 
 Canada || Ipl-Mix Sour || 38 || 0,5 
 Canada || Ipl Condensate || 55 || 0,3 
 Canada || Aurora Light || 39,5 || 0,4 
 Canada || Aurora Condensate || 65 || 0,3 
 Canada || Reagan Field || 35 || 0,2 
 Canada || Synthetic Canada || 30,3 || 1,7 
 Canada || Cold Lake || 13,2 || 4,1 
 Canada || Cold Lake Blend || 26,9 || 3 
 Canada || Canadian Federated || 39,4 || 0,3 
 Canada || Chauvin || 22 || 2,7 
 Canada || Gcos || 23 || n. d. 
 Canada || Gulf Alberta L & M || 35,1 || 1 
 Canada || Light Sour Blend || 35 || 1,2 
 Canada || Lloyd Blend || 22 || 2,8 
 Canada || Peace River Condensate || 54,9 || n. d. 
 Canada || Sarnium Condensate || 57,7 || n. d. 
 Canada || Saskatchewan Light || 32,9 || n. d. 
 Canada || Sweet Mixed Blend || 38 || 0,5 
 Canada || Syncrude || 32 || 0,1 
 Canada || Rangeland – South L & M || 39,5 || 0,5 
 Canada || Northblend Nevis || 34 || n. d. 
 Canada || Canadian Common Condensate || 55 || n. d. 
 Canada || Canadian Common || 39 || 0,3 
 Canada || Waterton Condensate || 65,1 || n. d. 
 Canada || Panuke Condensate || 56 || n. d. 
 Canada || Federated Light and Medium || 39,7 || 2 
 Canada || Wabasca || 23 || n. d. 
 Canada || Hibernia || 37,3 || 0,37 
 Canada || BC Light || 40 || n. d. 
 Canada || Boundary || 39 || n. d. 
 Canada || Albian Heavy || 21 || n. d. 
 Canada || Koch Alberta || 34 || n. d. 
 Canada || Terra Nova || 32,3 || n. d. 
 Canada || Echo Blend || 20,6 || 3,15 
 Canada || Western Canadian Blend || 19,8 || 3 
 Canada || Western Canadian Select || 20,5 || 3,33 
 Canada || White Rose || 31,0 || 0,31 
 Canada || Access || 22 || n. d. 
 Canada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20,9 || n. d. 
 Canada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20,03 || 2,62 
 Canada || Christina Lake || 20,5 || 3 
 Canada || CNRL || 34 || n. d. 
 Canada || Husky Synthetic Blend || 31,91 || 0,11 
 Canada || Premium Albian Synthetic (PAS) || 35,5 || 0,04 
 Canada || Seal Heavy(SH) || 19,89 || 4,54 
 Canada || Suncor Synthetic A (OSA) || 33,61 || 0,178 
 Canada || Suncor Synthetic H (OSH) || 19,53 || 3,079 
 Canada || Peace Sour || 33 || n. d. 
 Canada || Western Canadian Resid || 20,7 || n. d. 
 Canada || Christina Dilbit Blend || 21,0 || n. d. 
 Canada || Christina Lake Dilbit || 38,08 || 3,80 
 Ciad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14 
 Ciad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17 
 Cile || Chile Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Cina || Taching (Daqing) || 33 || 0,1 
 Cina || Shengli || 24,2 || 1 
 Cina || Beibu || n. d. || n. d. 
 Cina || Chengbei || 17 || n. d. 
 Cina || Lufeng || 34,4 || n. d. 
 Cina || Xijiang || 28 || n. d. 
 Cina || Wei Zhou || 39,9 || n. d. 
 Cina || Liu Hua || 21 || n. d. 
 Cina || Boz Hong || 17 || 0,282 
 Cina || Peng Lai || 21,8 || 0,29 
 Cina || Xi Xiang || 32,18 || 0,09 
 Colombia || Onto || 35,3 || 0,5 
 Colombia || Putamayo || 35 || 0,5 
 Colombia || Rio Zulia || 40,4 || 0,3 
 Colombia || Orito || 34,9 || 0,5 
 Colombia || Cano-Limon || 30,8 || 0,5 
 Colombia || Lasmo || 30 || n. d. 
 Colombia || Cano Duya-1 || 28 || n. d. 
 Colombia || Corocora-1 || 31,6 || n. d. 
 Colombia || Suria Sur-1 || 32 || n. d. 
 Colombia || Tunane-1 || 29 || n. d. 
 Colombia || Casanare || 23 || n. d. 
 Colombia || Cusiana || 44,4 || 0,2 
 Colombia || Vasconia || 27,3 || 0,6 
 Colombia || Castilla Blend || 20,8 || 1,72 
 Colombia || Cupiaga || 43,11 || 0,082 
 Colombia || South Blend || 28,6 || 0,72 
 Congo (Brazzaville) || Emeraude || 23,6 || 0,5 
 Congo (Brazzaville) || Djeno Blend || 26,9 || 0,3 
 Congo (Brazzaville) || Viodo Marina-1 || 26,5 || n. d. 
 Congo (Brazzaville) || Nkossa || 47 || 0,03 
 Congo (Kinshasa) || Muanda || 34 || 0,1 
 Congo (Kinshasa) || Congo/Zaire || 31,7 || 0,1 
 Congo (Kinshasa) || Coco || 30,4 || 0,15 
 Costa d’Avorio || Espoir || 31,4 || 0,3 
 Costa d’Avorio || Lion Cote || 41,1 || 0,101 
 Danimarca || Dan || 30,4 || 0,3 
 Danimarca || Gorm || 33,9 || 0,2 
 Danimarca || Danish North Sea || 34,5 || 0,26 
 Dubai || Dubai (Fateh) || 31,1 || 2 
 Dubai || Margham Light || 50,3 || 0 
 Ecuador || Oriente || 29,2 || 1 
 Ecuador || Quito || 29,5 || 0,7 
 Ecuador || Santa Elena || 35 || 0,1 
 Ecuador || Limoncoha-1 || 28 || n. d. 
 Ecuador || Frontera-1 || 30,7 || n. d. 
 Ecuador || Bogi-1 || 21,2 || n. d. 
 Ecuador || Napo || 19 || 2 
 Ecuador || Napo Light || 19,3 || n. d. 
 Egitto || Belayim || 27,5 || 2,2 
 Egitto || El Morgan || 29,4 || 1,7 
 Egitto || Rhas Gharib || 24,3 || 3,3 
 Egitto || Gulf of Suez Mix || 31,9 || 1,5 
 Egitto || Geysum || 19,5 || n. d. 
 Egitto || East Gharib (J-1) || 37,9 || n. d. 
 Egitto || Mango-1 || 35,1 || n. d. 
 Egitto || Rhas Budran || 25 || n. d. 
 Egitto || Zeit Bay || 34,1 || 0,1 
 Egitto || East Zeit Mix || 39 || 0,87 
 Filippine || Nido || 26,5 || n. d. 
 Filippine || Philippines Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Gabon || Gamba || 31,8 || 0,1 
 Gabon || Mandji || 30,5 || 1,1 
 Gabon || Lucina Marine || 39,5 || 0,1 
 Gabon || Oguendjo || 35 || n. d. 
 Gabon || Rabi-Kouanga || 34 || 0,6 
 Gabon || T’Catamba || 44,3 || 0,21 
 Gabon || Rabi || 33,4 || 0,06 
 Gabon || Rabi Blend || 34 || n. d. 
 Gabon || Rabi Light || 37,7 || 0,15 
 Gabon || Etame Marin || 36 || n. d. 
 Gabon || Olende || 17,6 || 1,54 
 Gabon || Gabonian Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Georgia || Georgian Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Ghana || Bonsu || 32 || 0,1 
 Ghana || Salt Pond || 37,4 || 0,1 
 Guatemala || Coban || 27,7 || n. d. 
 Guatemala || Rubelsanto || 27 || n. d. 
 Guinea equatoriale || Zafiro || 30,3 || n. d. 
 Guinea equatoriale || Alba Condensate || 55 || n. d. 
 Guinea equatoriale || Ceiba || 30,1 || 0,42 
 India || Bombay High || 39,4 || 0,2 
 Indonesia || Minas (Sumatron Light) || 34,5 || 0,1 
 Indonesia || Ardjuna || 35,2 || 0,1 
 Indonesia || Attaka || 42,3 || 0,1 
 Indonesia || Suri || 18,4 || 0,2 
 Indonesia || Sanga Sanga || 25,7 || 0,2 
 Indonesia || Sepinggan || 37,9 || 0,9 
 Indonesia || Walio || 34,1 || 0,7 
 Indonesia || Arimbi || 31,8 || 0,2 
 Indonesia || Poleng || 43,2 || 0,2 
 Indonesia || Handil || 32,8 || 0,1 
 Indonesia || Jatibarang || 29 || 0,1 
 Indonesia || Cinta || 33,4 || 0,1 
 Indonesia || Bekapai || 40 || 0,1 
 Indonesia || Katapa || 52 || 0,1 
 Indonesia || Salawati || 38 || 0,5 
 Indonesia || Duri (Sumatran Heavy) || 21,1 || 0,2 
 Indonesia || Sembakung || 37,5 || 0,1 
 Indonesia || Badak || 41,3 || 0,1 
 Indonesia || Arun Condensate || 54,5 || n. d. 
 Indonesia || Udang || 38 || 0,1 
 Indonesia || Klamono || 18,7 || 1 
 Indonesia || Bunya || 31,7 || 0,1 
 Indonesia || Pamusian || 18,1 || 0,2 
 Indonesia || Kerindigan || 21,6 || 0,3 
 Indonesia || Melahin || 24,7 || 0,3 
 Indonesia || Bunyu || 31,7 || 0,1 
 Indonesia || Camar || 36,3 || n. d. 
 Indonesia || Cinta Heavy || 27 || n. d. 
 Indonesia || Lalang || 40,4 || n. d. 
 Indonesia || Kakap || 46,6 || n. d. 
 Indonesia || Sisi-1 || 40 || n. d. 
 Indonesia || Giti-1 || 33,6 || n. d. 
 Indonesia || Ayu-1 || 34,3 || n. d. 
 Indonesia || Bima || 22,5 || n. d. 
 Indonesia || Padang Isle || 34,7 || n. d. 
 Indonesia || Intan || 32,8 || n. d. 
 Indonesia || Sepinggan - Yakin Mixed || 31,7 || 0,1 
 Indonesia || Widuri || 32 || 0,1 
 Indonesia || Belida || 45,9 || 0 
 Indonesia || Senipah || 51,9 || 0,03 
 Iran || Iranian Light || 33,8 || 1,4 
 Iran || Iranian Heavy || 31 || 1,7 
 Iran || Soroosh (Cyrus) || 18,1 || 3,3 
 Iran || Dorrood (Darius) || 33,6 || 2,4 
 Iran || Rostam || 35,9 || 1,55 
 Iran || Salmon (Sassan) || 33,9 || 1,9 
 Iran || Foroozan (Fereidoon) || 31,3 || 2,5 
 Iran || Aboozar (Ardeshir) || 26,9 || 2,5 
 Iran || Sirri || 30,9 || 2,3 
 Iran || Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend) || 27,1 || 2,5 
 Iran || Bahr/Nowruz || 25,0 || 2,5 
 Iran || Iranian Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Iraq || Basrah Light (Pers. Gulf) || 33,7 || 2 
 Iraq || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35,1 || 1,9 
 Iraq || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || n. d. 
 Iraq || Bai Hasson (Pers. Gulf) || 34,1 || 2,4 
 Iraq || Basrah Medium (Pers. Gulf) || 31,1 || 2,6 
 Iraq || Basrah Heavy (Pers. Gulf) || 24,7 || 3,5 
 Iraq || Kirkuk Blend (Pers. Gulf) || 35,1 || 2 
 Iraq || N. Rumalia (Pers. Gulf) || 34,3 || 2 
 Iraq || Ras el Behar || 33 || n. d. 
 Iraq || Basrah Light (Red Sea) || 33,7 || 2 
 Iraq || Kirkuk (Red Sea) || 36,1 || 1,9 
 Iraq || Mishrif (Red Sea) || 28 || n. d. 
 Iraq || Bai Hasson (Red Sea) || 34,1 || 2,4 
 Iraq || Basrah Medium (Red Sea) || 31,1 || 2,6 
 Iraq || Basrah Heavy (Red Sea) || 24,7 || 3,5 
 Iraq || Kirkuk Blend (Red Sea) || 34 || 1,9 
 Iraq || N. Rumalia (Red Sea) || 34,3 || 2 
 Iraq || Ratawi || 23,5 || 4,1 
 Iraq || Basrah Light (Turkey) || 33,7 || 2 
 Iraq || Kirkuk (Turkey) || 36,1 || 1,9 
 Iraq || Mishrif (Turkey) || 28 || n. d. 
 Iraq || Bai Hasson (Turkey) || 34,1 || 2,4 
 Iraq || Basrah Medium (Turkey) || 31,1 || 2,6 
 Iraq || Basrah Heavy (Turkey) || 24,7 || 3,5 
 Iraq || Kirkuk Blend (Turkey) || 34 || 1,9 
 Iraq || N. Rumalia (Turkey) || 34,3 || 2 
 Iraq || FAO Blend || 27,7 || 3,6 
 Kazakhstan || Kumkol || 42,5 || 0,07 
 Kazakhstan || CPC Blend || 44,2 n. d. || 0,54 
 Kuwait || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31,4 || 2,5 
 Kuwait || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || n. d. 
 Kuwait || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 
 Libia || Bu Attifel || 43,6 || 0 
 Libia || Amna (high pour) || 36,1 || 0,2 
 Libia || Brega || 40,4 || 0,2 
 Libia || Sirtica || 43,3 || 0,43 
 Libia || Zueitina || 41,3 || 0,3 
 Libia || Bunker Hunt || 37,6 || 0,2 
 Libia || El Hofra || 42,3 || 0,3 
 Libia || Dahra || 41 || 0,4 
 Libia || Sarir || 38,3 || 0,2 
 Libia || Zueitina Condensate || 65 || 0,1 
 Libia || El Sharara || 42,1 || 0,07 
 Malaysia || Miri Light || 36,3 || 0,1 
 Malaysia || Tembungo || 37,5 || n. d. 
 Malaysia || Labuan Blend || 33,2 || 0,1 
 Malaysia || Tapis || 44,3 || 0,1 
 Malaysia || Tembungo || 37,4 || 0 
 Malaysia || Bintulu || 26,5 || 0,1 
 Malaysia || Bekok || 49 || n. d. 
 Malaysia || Pulai || 42,6 || n. d. 
 Malaysia || Dulang || 39 || 0,037 
 Mauritania || Chinguetti || 28,2 || 0,51 
 Messico || Isthmus || 32,8 || 1,5 
 Messico || Maya || 22 || 3,3 
 Messico || Olmeca || 39 || n. d. 
 Messico || Altamira || 16 || n. d. 
 Messico || Topped Isthmus || 26,1 || 1,72 
 Nigeria || Forcados Blend || 29,7 || 0,3 
 Nigeria || Escravos || 36,2 || 0,1 
 Nigeria || Brass River || 40,9 || 0,1 
 Nigeria || Qua Iboe || 35,8 || 0,1 
 Nigeria || Bonny Medium || 25,2 || 0,2 
 Nigeria || Pennington || 36,6 || 0,1 
 Nigeria || Bomu || 33 || 0,2 
 Nigeria || Bonny Light || 36,7 || 0,1 
 Nigeria || Brass Blend || 40,9 || 0,1 
 Nigeria || Gilli Gilli || 47,3 || n. d. 
 Nigeria || Adanga || 35,1 || n. d. 
 Nigeria || Iyak-3 || 36 || n. d. 
 Nigeria || Antan || 35,2 || n. d. 
 Nigeria || OSO || 47 || 0,06 
 Nigeria || Ukpokiti || 42,3 || 0,01 
 Nigeria || Yoho || 39,6 || n. d. 
 Nigeria || Okwori || 36,9 || n. d. 
 Nigeria || Bonga || 28,1 || n. d. 
 Nigeria || ERHA || 31,7 || 0,21 
 Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0,09 
 Nigeria || Akpo || 45,17 || 0,06 
 Nigeria || EA || 38 || n. d. 
 Nigeria || Agbami || 47,2 || 0,044 
 Norvegia || Ekofisk || 43,4 || 0,2 
 Norvegia || Tor || 42 || 0,1 
 Norvegia || Statfjord || 38,4 || 0,3 
 Norvegia || Heidrun || 29 || n. d. 
 Norvegia || Norwegian Forties || 37,1 || n. d. 
 Norvegia || Gullfaks || 28,6 || 0,4 
 Norvegia || Oseberg || 32,5 || 0,2 
 Norvegia || Norne || 33,1 || 0,19 
 Norvegia || Troll || 28,3 || 0,31 
 Norvegia || Draugen || 39,6 || n. d. 
 Norvegia || Sleipner Condensate || 62 || 0,02 
 Oman || Oman Export || 36,3 || 0,8 
 Paesi Bassi || Alba || 19,59 || n. d. 
 Papua Nuova Guinea || Kutubu || 44 || 0,04 
 Perù || Loreto || 34 || 0,3 
 Perù || Talara || 32,7 || 0,1 
 Perù || High Cold Test || 37,5 || n. d. 
 Perù || Bayovar || 22,6 || n. d. 
 Perù || Low Cold Test || 34,3 || n. d. 
 Perù || Carmen Central-5 || 20,7 || n. d. 
 Perù || Shiviyacu-23 || 20,8 || n. d. 
 Perù || Mayna || 25,7 || n. d. 
 Qatar || Dukhan || 41,7 || 1,3 
 Qatar || Qatar Marine || 35,3 || 1,6 
 Qatar || Qatar Land || 41,4 || n. d. 
 Ras Al Khaimah || Rak Condensate || 54,1 || n. d. 
 Ras Al Khaimah || Ras Al Khaimah Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Regno Unito || Auk || 37,2 || 0,5 
 Regno Unito || Beatrice || 38,7 || 0,05 
 Regno Unito || Brae || 33,6 || 0,7 
 Regno Unito || Buchan || 33,7 || 0,8 
 Regno Unito || Claymore || 30,5 || 1,6 
 Regno Unito || S.V. (Brent) || 36,7 || 0,3 
 Regno Unito || Tartan || 41,7 || 0,6 
 Regno Unito || Tern || 35 || 0,7 
 Regno Unito || Magnus || 39,3 || 0,3 
 Regno Unito || Dunlin || 34,9 || 0,4 
 Regno Unito || Fulmar || 40 || 0,3 
 Regno Unito || Hutton || 30,5 || 0,7 
 Regno Unito || N.W. Hutton || 36,2 || 0,3 
 Regno Unito || Maureen || 35,5 || 0,6 
 Regno Unito || Murchison || 38,8 || 0,3 
 Regno Unito || Ninian Blend || 35,6 || 0,4 
 Regno Unito || Montrose || 40,1 || 0,2 
 Regno Unito || Beryl || 36,5 || 0,4 
 Regno Unito || Piper || 35,6 || 0,9 
 Regno Unito || Forties || 36,6 || 0,3 
 Regno Unito || Brent Blend || 38 || 0,4 
 Regno Unito || Flotta || 35,7 || 1,1 
 Regno Unito || Thistle || 37 || 0,3 
 Regno Unito || S.V. (Ninian) || 38 || 0,3 
 Regno Unito || Argyle || 38,6 || 0,2 
 Regno Unito || Heather || 33,8 || 0,7 
 Regno Unito || South Birch || 38,6 || n. d. 
 Regno Unito || Wytch Farm || 41,5 || n. d. 
 Regno Unito || Cormorant. North || 34,9 || 0,7 
 Regno Unito || Cormorant. South (Cormorant “A”) || 35,7 || 0,6 
 Regno Unito || Alba || 19,2 || n. d. 
 Regno Unito || Foinhaven || 26,3 || 0,38 
 Regno Unito || Schiehallion || 25,8 || n. d. 
 Regno Unito || Captain || 19,1 || 0,7 
 Regno Unito || Harding || 20,7 || 0,59 
 Russia || Urals || 31 || 2 
 Russia || Russian Export Blend || 32,5 || 1,4 
 Russia || M100 || 17,6 || 2,02 
 Russia || M100 Heavy || 16,67 || 2,09 
 Russia || Siberian Light || 37,8 || 0,4 
 Russia || E4 (Gravenshon) || 19,84 || 1,95 
 Russia || E4 Heavy || 18 || 2,35 
 Russia || Purovsky Condensate || 64,1 || 0,01 
 Russia || Sokol || 39,7 || 0,18 
 Sharjah || Mubarek. Sharjah || 37 || 0,6 
 Sharjah || Sharjah Condensate || 49,7 || 0,1 
 Singapore || Rantau || 50,5 || 0,1 
 Siria || Syrian Straight || 15 || n. d. 
 Siria || Thayyem || 35 || n. d. 
 Siria || Omar Blend || 38 || n. d. 
 Siria || Omar || 36,5 || 0,1 
 Siria || Syrian Light || 36 || 0,6 
 Siria || Souedie || 24,9 || 3,8 
 Spagna || Amposta Marina North || 37 || n. d. 
 Spagna || Casablanca || 34 || n. d. 
 Spagna || El Dorado || 26,6 || n. d. 
 Stati Uniti, Alaska || ANS || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, Colorado || Niobrara || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Beta || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Carpinteria || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Dos Cuadras || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Hondo || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Hueneme || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Pescado || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Point Arguello || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Point Pedernales || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Sacate || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Santa Clara || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, margine della piattaforma continentale federale || Sockeye || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, New Mexico || Four Corners || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, North Dakota || Bakken || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, North Dakota || North Dakota Sweet || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, Texas || WTI || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, Texas || Eagle Ford || n. d. || n. d. 
 Stati Uniti, Utah || Covenant || n. d. || n. d. 
 Tailandia || Erawan Condensate || 54,1 || n. d. 
 Tailandia || Sirikit || 41 || n. d. 
 Tailandia || Nang Nuan || 30 || n. d. 
 Tailandia || Bualuang || 27 || n. d. 
 Tailandia || Benchamas || 42,4 || 0,12 
 Trinidad e Tobago || Galeota Mix || 32,8 || 0,3 
 Trinidad e Tobago || Trintopec || 24,8 || n. d. 
 Trinidad e Tobago || Land/Trinmar || 23,4 || 1,2 
 Trinidad e Tobago || Calypso Miscellaneous || 30,84 || 0,59 
 Tunisia || Zarzaitine || 41,9 || 0,1 
 Tunisia || Ashtart || 29 || 1 
 Tunisia || El Borma || 43,3 || 0,1 
 Tunisia || Ezzaouia-2 || 41,5 || n. d. 
 Turchia || Turkish Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Ucraina || Ukraine Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Uzbekistan || Uzbekistan Miscellaneous || n. d. || n. d. 
 Venezuela || Jobo (Monagas) || 12,6 || 2 
 Venezuela || Lama Lamar || 36,7 || 1 
 Venezuela || Mariago || 27 || 1,5 
 Venezuela || Ruiz || 32,4 || 1,3 
 Venezuela || Tucipido || 36 || 0,3 
 Venezuela || Venez Lot 17 || 36,3 || 0,9 
 Venezuela || Mara 16/18 || 16,5 || 3,5 
 Venezuela || Tia Juana Light || 32,1 || 1,1 
 Venezuela || Tia Juana Med 26 || 24,8 || 1,6 
 Venezuela || Officina || 35,1 || 0,7 
 Venezuela || Bachaquero || 16,8 || 2,4 
 Venezuela || Cento Lago || 36,9 || 1,1 
 Venezuela || Lagunillas || 17,8 || 2,2 
 Venezuela || La Rosa Medium || 25,3 || 1,7 
 Venezuela || San Joaquin || 42 || 0,2 
 Venezuela || Lagotreco || 29,5 || 1,3 
 Venezuela || Lagocinco || 36 || 1,1 
 Venezuela || Boscan || 10,1 || 5,5 
 Venezuela || Leona || 24,1 || 1,5 
 Venezuela || Barinas || 26,2 || 1,8 
 Venezuela || Sylvestre || 28,4 || 1 
 Venezuela || Mesa || 29,2 || 1,2 
 Venezuela || Ceuta || 31,8 || 1,2 
 Venezuela || Lago Medio || 31,5 || 1,2 
 Venezuela || Tigre || 24,5 || n. d. 
 Venezuela || Anaco Wax || 41,5 || 0,2 
 Venezuela || Santa Rosa || 49 || 0,1 
 Venezuela || Bombai || 19,6 || 1,6 
 Venezuela || Aguasay || 41,1 || 0,3 
 Venezuela || Anaco || 43,4 || 0,1 
 Venezuela || BCF-Bach/Lag17 || 16,8 || 2,4 
 Venezuela || BCF-Bach/Lag21 || 20,4 || 2,1 
 Venezuela || BCF-21,9 || 21,9 || n. d. 
 Venezuela || BCF-24 || 23,5 || 1,9 
 Venezuela || BCF-31 || 31 || 1,2 
 Venezuela || BCF Blend || 34 || 1 
 Venezuela || Bolival Coast || 23,5 || 1,8 
 Venezuela || Ceuta/Bach 18 || 18,5 || 2,3 
 Venezuela || Corridor Block || 26,9 || 1,6 
 Venezuela || Cretaceous || 42 || 0,4 
 Venezuela || Guanipa || 30 || 0,7 
 Venezuela || Lago Mix Med. || 23,4 || 1,9 
 Venezuela || Larosa/Lagun || 23,8 || 1,8 
 Venezuela || Menemoto || 19,3 || 2,2 
 Venezuela || Cabimas || 20,8 || 1,8 
 Venezuela || BCF-23 || 23 || 1,9 
 Venezuela || Oficina/Mesa || 32,2 || 0,9 
 Venezuela || Pilon || 13,8 || 2 
 Venezuela || Recon (Venez) || 34 || n. d. 
 Venezuela || 102 Tj (25) || 25 || 1,6 
 Venezuela || Tjl Cretaceous || 39 || 0,6 
 Venezuela || Tia Juana Pesado (Heavy) || 12,1 || 2,7 
 Venezuela || Mesa-Recon || 28,4 || 1,3 
 Venezuela || Oritupano || 19 || 2 
 Venezuela || Hombre Pintado || 29,7 || 0,3 
 Venezuela || Merey || 17,4 || 2,2 
 Venezuela || Lago Light || 41,2 || 0,4 
 Venezuela || Laguna || 11,2 || 0,3 
 Venezuela || Bach/Cueta Mix || 24 || 1,2 
 Venezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7 
 Venezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6 
 Venezuela || Temblador || 23,1 || 0,8 
 Venezuela || Lagomar || 32 || 1,2 
 Venezuela || Taparito || 17 || n. d. 
 Venezuela || BCF-Heavy || 16,7 || n. d. 
 Venezuela || BCF-Medium || 22 || n. d. 
 Venezuela || Caripito Blend || 17,8 || n. d. 
 Venezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18,1 || n. d. 
 Venezuela || Morichal || 10,6 || n. d. 
 Venezuela || Pedenales || 20,1 || n. d. 
 Venezuela || Quiriquire || 16,3 || n. d. 
 Venezuela || Tucupita || 17 || n. d. 
 Venezuela || Furrial-2 (E. Venezuela) || 27 || n. d. 
 Venezuela || Curazao Blend || 18 || n. d. 
 Venezuela || Santa Barbara || 36,5 || n. d. 
 Venezuela || Cerro Negro || 15 || n. d. 
 Venezuela || BCF22 || 21,1 || 2,11 
 Venezuela || Hamaca || 26 || 1,55 
 Venezuela || Zuata 10 || 15 || n. d. 
 Venezuela || Zuata 20 || 25 || n. d. 
 Venezuela || Zuata 30 || 35 || n. d. 
 Venezuela || Monogas || 15,9 || 3,3 
 Venezuela || Corocoro || 24 || n. d. 
 Venezuela || Petrozuata || 19,5 || 2,69 
 Venezuela || Morichal 16 || 16 || n. d. 
 Venezuela || Guafita || 28,6 || 0,73 
 Vietnam || Bach Ho (White Tiger) || 38,6 || 0 
 Vietnam || Dai Hung (Big Bear) || 36,9 || 0,1 
 Vietnam || Rang Dong || 37,7 || 0,5 
 Vietnam || Ruby || 35,6 || 0,08 
 Vietnam || Su Tu Den (Black Lion) || 36,8 || 0,05 
 Yemen || North Yemeni Blend || 40,5 || n. d. 
 Yemen || Alif || 40,4 || 0,1 
 Yemen || Maarib Lt. || 49 || 0,2 
 Yemen || Masila Blend || 30-31 || 0,6 
 Yemen || Shabwa Blend || 34,6 || 0,6 
 Zona neutrale || Eocene (Wafra) || 18,6 || 4,6 
 Zona neutrale || Hout || 32,8 || 1,9 
 Zona neutrale || Khafji || 28,5 || 2,9 
 Zona neutrale || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4 
 Zona neutrale || Ratawi || 23,5 || 4,1 
 Zona neutrale || Neutral Zone Mix || 23,1 || n. d. 
 Zona neutrale || Khafji Blend || 23,4 || 3,8 
 Altro || Scisti bituminosi || n. d. || n. d. 
 Altro || Olio di scisto || n. d. || n. d. 
 Altro || Gas naturale: attinto alla fonte || n. d. || n. d. 
 Altro || Gas naturale: ottenuto da gas naturale liquido || n. d. || n. d. 
 Altro || Gas di scisto: attinto alla fonte || n. d. || n. d. 
 Altro || Carbone || n. d. || n. d. 
                                                                       
Allegato II
Calcolo
dell’intensità di riferimento delle emissioni di gas a effetto serra rilasciate
dai combustibili fossili
Metodo
(a)              
L’intensità di riferimento delle emissioni di gas a
effetto serra è calcolata sulla base del consumo medio di combustibili fossili
nell’UE per benzina, diesel, gasolio, GPL e gas naturale compresso, secondo la
seguente formula:
Calcolo
dell’intensità di riferimento delle emissioni di gas a effetto serra
= 
dove s’intende
con:
«x», i diversi combustibili e
vettori energetici oggetto della direttiva e definiti nella tabella
sottostante;
«GHGix», l’intensità
unitaria delle emissioni di gas a effetto serra della fornitura annua
commercializzata del combustibile x o del vettore energetico oggetto della
presente direttiva ed espressa in gCO2eq/MJ. Si utilizzano i valori
relativi ai combustibili fossili riportati nell’allegato I, parte 2, punto 5;
«MJx», l’energia
totale fornita e convertita a partire dai volumi comunicati di combustibile
«x», espressa in megajoule.
(b)              
Dati sul consumo
Ai fini
del calcolo si utilizzano i seguenti dati sul consumo:
 Combustibile || Consumo energetico (MJ) || Fonte 
 Diesel || 7 894 969 x 106 || Comunicazione 2010 degli Stati membri nel quadro della UNFCCC   
 Gasolio non stradale || 240 763 x 106 
 Benzina || 3 844 356 x 106 
 GPL || 217 563 x 106 
 Gas naturale compresso || 51 037 x 106 
Intensità delle
emissioni di gas a effetto serra
L’intensità
delle emissioni di gas a effetto serra per il 2010 è pari a 94,1 gCO2eq/MJ
Allegato III
Comunicazione
degli Stati membri alla Commissione
1.           Ogni
Stato membro comunica entro il 30 giugno di ogni anno i dati di cui al punto 3.
I dati devono essere comunicati per tutti i combustibili e l’energia immessi
sul mercato dello Stato membro. Se vari biocarburanti sono miscelati con
combustibili fossili occorre fornire i dati per ciascun biocarburante.
2.           I dati di cui al punto 3 sono
comunicati separatamente per i combustibili o l’energia immessi sul mercato dai
fornitori in uno Stato membro (ivi compresi i fornitori congiunti che operano
in un solo Stato membro) e per i combustibili e l’energia immessi sul mercato
di due o più Stati membri da fornitori congiunti (fornitori congiunti
intraunionali). I dati dei fornitori congiunti intraunionali sono
successivamente disaggregati a livello dello Stato membro di ciascun fornitore.
3.           Per
ogni combustibile, gli Stati membri comunicano alla Commissione i seguenti dati
aggregati conformemente al punto 2 e secondo le definizioni di cui all’allegato
I:
(a)              
tipo di combustibile o energia;
(b)              
volume o quantità di energia elettrica;
(c)              
intensità delle emissioni di gas a effetto serra; 
(d)             
riduzioni delle emissioni a monte;
(e)              
origine;
(f)               
luogo di acquisto.
Allegato
IV
Modello
per la comunicazione delle informazioni a fini di uniformità dei dati
comunicati
Combustibili - Fornitori individuali
Combustibili - Fornitori congiunti
Energia elettrica
Origine - Fornitori individuali8
Origine - Fornitori congiunti8
Luogo d’acquisto9
Energia totale comunicata e riduzioni totali realizzate per Stato
membro
Note per la compilazione
Il
modello per la comunicazione delle informazioni da parte dei fornitori è
identico al modello per la comunicazione da parte degli Stati membri.
Le
caselle a sfondo grigio non devono essere compilate.
1. Per l’identificazione del
fornitore si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera a).
2. Per determinare la quantità di
combustibile si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera c).
3. Per determinare la densità API
si utilizzi il metodo di prova ASTM D287.
4. Per determinare l’intensità di
gas a effetto serra si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera e).
5. Per determinare la riduzione
delle emissioni a monte si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera d); per
le modalità di comunicazione si veda l’allegato I, parte 2, punto 1.
6. Per determinare la quantità di
energia elettrica si veda l’allegato I, parte 2, punto 6.
7. Per i tipi di combustibili e i
corrispondenti codici NC si veda l’allegato I, parte 1, punto 4, lettera b).
8. Per stabilire l’origine si
veda l’allegato I, parte 2, punti 2 e 4.
9. Per stabilire il luogo
d’acquisto si veda l’allegato I, parte 2, punti 3 e 4.
10. È possibile che il volume
totale sia maggiore del volume totale di combustibile ed energia elettrica
effettivamente consumati, poiché tale somma può includere i volumi relativi ai
fornitori che comunicano questi dati insieme ai fornitori di altri Stati
membri.
[1]               Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti
rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE
e 2003/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag.16).
[2]               http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf
[3]               GU L 140 del 5.6.2009, pag. 1.