25.4.2015   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 107/26

DIRECTIVE (UE) 2015/652 DU CONSEIL

du 20 avril 2015

établissant des méthodes de calcul et des exigences de déclaration au titre de la directive 98/70/CE du Parlement européen et du Conseil concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel

LE CONSEIL DE L'UNION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu la directive 98/70/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 1998 concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel et modifiant la directive 93/12/CEE du Conseil (1), et notamment son article 7 bis, paragraphe 5,

vu la proposition de la Commission européenne,

considérant ce qui suit:

(1)

Il convient que la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre des carburants et des autres types d'énergie produits à partir de sources non biologiques qui doit être mise en place conformément à l'article 7 bis, paragraphe 5, de la directive 98/70/CE permette de communiquer des informations d'une précision suffisante pour que la Commission puisse procéder à une évaluation critique de la performance des fournisseurs au regard des obligations qui leur incombent au titre de l'article 7 bis, paragraphe 2, de cette directive. La méthode de calcul devrait garantir l'exactitude, tout en tenant dûment compte de la complexité des exigences administratives qu'elle entraîne. Dans le même temps, elle devrait inciter les fournisseurs à réduire l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent. Une attention particulière devrait également être accordée aux effets produits par la méthode de calcul sur les raffineries de l'Union. Dès lors, il convient que la méthode de calcul repose sur des valeurs d'intensité d'émission de gaz à effet de serre correspondant à une valeur moyenne du secteur, représentative d'un carburant donné. Cela présenterait l'avantage de réduire la charge administrative des fournisseurs et des États membres. À ce stade, la méthode de calcul proposée ne devrait pas exiger d'opérer une différenciation de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants en fonction de la source de la matière première, car cela ne serait pas sans conséquence pour les investissements actuels dans certaines raffineries dans l'Union.

(2)

Dans le contexte de l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE, il y a lieu de réduire autant que possible les exigences de déclaration applicables aux fournisseurs qui sont des petites et moyennes entreprises (PME) au sens de la recommandation 2003/361/CE de la Commission (2). De même, les importateurs d'essence et de diesel raffinés en dehors de l'Union ne devraient pas être tenus de fournir des informations détaillées sur les sources des pétroles bruts utilisés pour produire les carburants en question, ces informations pouvant ne pas être disponibles ou pouvant être difficiles à obtenir.

(3)

Dans le but d'encourager davantage la diminution des émissions de gaz à effet de serre, il convient que les quantités déclarées au titre de réductions des émissions en amont (UER, upstream emission reductions), y compris lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère, soient prises en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre des fournisseurs sur l'ensemble du cycle de vie. Afin de faciliter la déclaration d'UER par les fournisseurs, il y a lieu d'autoriser le recours à différents systèmes de comptabilisation des émissions pour le calcul et la certification des réductions d'émissions. Il convient que seuls soient admissibles les projets d'UER débutant après la date d'établissement de la norme de base concernant les carburants visée à l'article 7 bis, paragraphe 5, point b), de la directive 98/70/CE, à savoir le 1er janvier 2011.

(4)

Les valeurs par défaut correspondant à la moyenne pondérée des émissions de gaz à effet de serre représentatives de la gamme de pétroles bruts utilisés dans l'Union constituent une méthode de calcul simple permettant aux fournisseurs de déterminer la teneur en gaz à effet de serre du carburant qu'ils fournissent.

(5)

Il convient que les UER soient estimées et validées conformément aux principes et aux normes internationales et notamment aux normes ISO 14064, ISO 14065 et ISO 14066.

(6)

Il convient en outre de faciliter la mise en œuvre par les États membres de la législation concernant les UER, y compris lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère. À cette fin, des orientations non législatives devraient être élaborées, sous les auspices de la Commission, sur des approches visant à quantifier, vérifier, valider, surveiller et communiquer ces UER (y compris les réductions lors des opérations de torchage et de dispersion des gaz dans l'atmosphère sur les sites de production) avant la fin de la période de transposition énoncée à l'article 7 de la présente directive.

(7)

L'article 7 bis, paragraphe 5, point b), de la directive 98/70/CE requiert l'établissement d'une méthode permettant de déterminer la norme de base concernant les carburants, compte tenu des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie, par unité d'énergie, imputées aux carburants fossiles en 2010. Il convient que la norme de base concernant les carburants se fonde sur les quantités de diesel, d'essence, de gazole non routier, de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et de gaz naturel comprimé (GNC) consommé et utilise à cet effet les données officiellement déclarées par les États membres à la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) en 2010. La norme de base concernant les carburants ne devrait pas être assimilée à la valeur de comparaison du carburant fossile utilisée pour calculer les réductions d'émissions de gaz à effet de serre provenant des biocarburants, laquelle devrait demeurer telle qu'elle est définie à l'annexe IV de la directive 98/70/CE.

(8)

Comme la composition du mélange de carburants fossiles concerné évolue peu d'une année sur l'autre, il en va de même, globalement, de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fossiles. Il est dès lors approprié que la norme de base concernant les carburants se fonde sur les données relatives à la consommation moyenne de l'Union pour l'année 2010 qui ont été notifiées par les États membres à la CCNUCC.

(9)

La norme de base concernant les carburants devrait être représentative de l'intensité moyenne d'émission de gaz à effet de serre en amont et de l'intensité de carburant d'une raffinerie de complexité moyenne pour les carburants fossiles. Par conséquent, la norme de base concernant les carburants devrait être calculée sur la base des valeurs moyennes par défaut des différents carburants. La norme de base concernant les carburants devrait rester inchangée jusqu'en 2020 afin d'offrir une certaine sécurité juridique aux fournisseurs en ce qui concerne leurs obligations de réduction de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent.

(10)

L'article 7 bis, paragraphe 5, point d), de la directive 98/70/CE prévoit également l'adoption d'une méthode de calcul de la contribution des véhicules routiers électriques afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre produites sur l'ensemble du cycle de vie. En vertu dudit article, la méthode de calcul devrait être compatible avec l'article 3, paragraphe 4, de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil (3). À cette fin, il convient que le même facteur d'ajustement soit utilisé pour l'efficacité du groupe motopropulseur.

(11)

L'électricité destinée au transport routier peut être déclarée par les fournisseurs conformément à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE dans le cadre de leurs rapports annuels aux États membres. Afin de limiter les coûts administratifs, il est opportun que la méthode de calcul repose sur une estimation, plutôt que sur la mesure effective, de la consommation d'électricité du véhicule routier ou motocycle électrique aux fins du rapport à présenter par le fournisseur.

(12)

Il y a lieu de fournir des renseignements détaillés pour estimer la quantité de biocarburants et leur intensité d'émission de gaz à effet de serre dans les cas où un biocarburant et un carburant fossile sont issus d'un même procédé de transformation. Une méthode spécifique est nécessaire car la quantité de biocarburant obtenue n'est pas mesurable, comme c'est le cas lors du cohydrotraitement d'huiles végétales et de carburants fossiles. L'article 7 quinquies, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE dispose que, aux fins de l'article 7 bis et de l'article 7 ter, paragraphe 2, de ladite directive, les émissions de gaz à effet de serre des biocarburants produites sur l'ensemble du cycle de vie doivent être calculées selon la même méthode. Par conséquent, la certification des émissions de gaz à effet de serre au moyen de systèmes volontaires reconnus est valable aux fins de l'article 7 bis comme aux fins de l'article 7 ter, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE.

(13)

Il convient de compléter l'obligation de déclaration incombant aux fournisseurs prévue à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par un format harmonisé et des définitions harmonisées des données à communiquer. Il est nécessaire d'harmoniser les définitions des données pour la bonne exécution du calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre lié aux obligations de déclaration incombant aux fournisseurs, ces données étant essentielles pour la méthode de calcul harmonisée au titre de l'article 7 bis, paragraphe 5, point a), de la directive 98/70/CE. Ces données comprennent l'identification du fournisseur, la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché et le type de carburant ou d'énergie mis sur le marché.

(14)

Il y a lieu de compléter l'obligation de déclaration incombant aux fournisseurs visée à l'article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par des exigences de déclaration harmonisées, par un format de rapport et par des définitions harmonisées pour les rapports que les États membres soumettent à la Commission en ce qui concerne la performance des carburants consommés dans l'Union en matière de gaz à effet de serre. Ces exigences de déclaration permettront notamment l'actualisation du carburant fossile de référence visé à l'annexe IV, partie C, point 19, de la directive 98/70/CE et à l'annexe V, partie C, point 19, de la directive 2009/28/CE et elles faciliteront la présentation de rapports requise en vertu de l'article 8, paragraphe 3, et de l'article 9, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, ainsi que l'adaptation de la méthode de calcul au progrès technique et scientifique afin de veiller à ce qu'elle réponde à son objectif. Ces données devraient comprendre la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché ainsi que le type de carburant ou d'énergie, le lieu d'achat et l'origine du carburant ou de l'énergie mis sur le marché.

(15)

Il convient que les États membres permettent aux fournisseurs de remplir leurs obligations de déclaration en se fondant sur des données équivalentes recueillies au titre d'autres dispositions législatives nationales ou de l'Union afin de réduire la charge administrative, pour autant que le rapport soit établi conformément aux exigences visées à l'annexe IV et aux définitions établies aux annexes I et III.

(16)

Afin de faciliter l'établissement de rapports par des groupes de fournisseurs conformément à l'article 7 bis, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE, l'article 7 bis, paragraphe 5, point c), de ladite directive permet la mise en place de toute disposition nécessaire. Il est souhaitable de faciliter ce type de rapports pour éviter de perturber les mouvements physiques de carburants car différents fournisseurs mettent sur le marché différents carburants dans des proportions différentes et ils peuvent donc avoir à déployer différents niveaux de ressources pour satisfaire aux objectifs de réduction des gaz à effet de serre. Il est donc nécessaire d'harmoniser les définitions de l'identification du fournisseur, de la quantité de carburant ou d'énergie mise sur le marché, du type de carburant ou d'énergie, du lieu d'achat et de l'origine du carburant ou de l'énergie mis sur le marché. En outre, afin d'éviter le double comptage dans les rapports conjoints des fournisseurs au titre de l'article 7 bis, paragraphe 4, il convient d'harmoniser la mise en œuvre des méthodes de calcul et de déclaration dans les États membres, y compris les rapports qu'ils présentent à la Commission afin que les informations requises provenant d'un groupe de fournisseurs concernent un État membre en particulier.

(17)

En vertu de l'article 8, paragraphe 3, de la directive 98/70/CE, les États membres sont tenus de présenter chaque année un rapport sur leurs données nationales relatives à la qualité des carburants pour l'année civile précédente, conformément au format établi dans la décision 2002/159/CE de la Commission (4). Afin de tenir compte des modifications apportées à la directive 98/70/CE par la directive 2009/30/CE du Parlement européen et du Conseil (5), ainsi que des exigences supplémentaires qu'elles imposent aux États membres en matière de rapports et par souci d'efficacité et d'harmonisation, il est nécessaire de préciser clairement quelles sont les informations qui doivent être communiquées et d'adopter un format pour la communication de ces données par les fournisseurs et les États membres.

(18)

La Commission a présenté un projet de mesure au comité institué par la directive 98/70/CE le 23 février 2012. Le comité n'a pas été en mesure d'obtenir la majorité qualifiée nécessaire pour adopter un avis. Il convient dès lors que la Commission présente une proposition au Conseil conformément à l'article 5 bis, paragraphe 4, de la décision 1999/468/CE du Conseil (6),

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DIRECTIVE:

Article premier

Objet — Champ d'application

1.   La présente directive établit des règles relatives aux méthodes de calcul et aux exigences de déclaration conformément à la directive 98/70/CE.

2.   La présente directive s'applique, d'une part, aux carburants utilisés pour la propulsion des véhicules routiers, des engins mobiles non routiers (y compris les bateaux de navigation intérieure lorsqu'ils ne sont pas en mer), des tracteurs agricoles et forestiers, des bateaux de plaisance lorsqu'ils ne sont pas en mer, et, d'autre part, à l'électricité destinée au fonctionnement des véhicules routiers.

Article 2

Définitions

Aux fins de la présente directive, et en sus des définitions figurant déjà dans la directive 98/70/CE, on entend par:

1)

«émissions en amont», toutes les émissions de gaz à effet de serre produites avant l'entrée de la matière première dans une raffinerie ou une installation de traitement dans laquelle le carburant, tel que visé à l'annexe I, a été produit;

2)

«bitume naturel», toute source de matière première de raffinerie qui:

a)

présente une densité API (American Petroleum Institute) inférieure ou égale à 10 degrés mesurée in situ, au lieu d'extraction, conformément à la méthode d'essai D287 de l'American Society for Testing and Materials (ASTM) (7);

b)

présente une viscosité annuelle moyenne, mesurée à la température du gisement, supérieure au résultat de l'équation: viscosité (centipoise) = 518,98e-0,038T, T étant la température en degrés Celsius;

c)

est conforme à la définition des sables bitumineux correspondant au code NC 2714 de la nomenclature combinée qui figure dans le règlement (CEE) no 2658/87 du Conseil (8); et

d)

se caractérise par le fait que la mobilisation de la source de matière première nécessite une extraction minière ou un drainage par gravité thermiquement assisté dans lequel l'énergie thermique provient principalement d'autres sources que la source de la matière de base elle-même;

3)

«schiste bitumeux», toute source de matière première de raffinerie présente dans une formation rocheuse contenant du kérogène à l'état solide, conforme à la définition des schistes bitumineux correspondant au code NC 2714 qui figure dans le règlement (CEE) no 2658/87. La mobilisation de la source de matière première s'effectue par extraction minière ou par drainage par gravité thermiquement assisté;

4)

«norme de base concernant les carburants», une norme de base concernant les carburants compte tenu des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie, par unité d'énergie, imputées aux carburants fossiles en 2010;

5)

«pétrole brut conventionnel», toute matière première de raffinerie présentant une densité API supérieure à 10 degrés mesurée in situ, dans le gisement, selon la méthode d'essai D287 de l'ASTM et ne correspondant pas à la définition du code NC 2714 figurant dans le règlement (CEE) no 2658/87.

Article 3

Méthode de calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie fournis autres que les biocarburants et obligations de déclaration incombant aux fournisseurs

1.   Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres veillent à ce que les fournisseurs utilisent la méthode de calcul définie à l'annexe I de la présente directive pour déterminer l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent.

2.   Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 1, deuxième alinéa, et de l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres exigent des fournisseurs qu'ils communiquent les données en utilisant les définitions et la méthode de calcul figurant à l'annexe I de la présente directive. Les données sont communiquées chaque année au moyen du modèle figurant à l'annexe IV de la présente directive.

3.   Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE, tout État membre garantit qu'un groupe de fournisseurs décidant d'être considérés comme un fournisseur unique se conforme aux obligations qui lui incombent au titre de l'article 7 bis, paragraphe 2, dans ledit État membre.

4.   Pour les fournisseurs qui sont des PME, les États membres appliquent la méthode simplifiée énoncée à l'annexe I de la présente directive.

Article 4

Calcul de la norme de base concernant les carburants et réduction de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre

Aux fins de la vérification du respect par les fournisseurs des obligations prévues à l'article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE, les États membres imposent aux fournisseurs de comparer les réductions d'émissions de gaz à effet de serre provenant des carburants et de l'électricité réalisées sur l'ensemble du cycle de vie à la norme de base concernant les carburants énoncée à l'annexe II de la présente directive.

Article 5

Présentation de rapports par les États membres

1.   Lorsqu'ils présentent à la Commission les rapports prévus à l'article 8, paragraphe 3, de la directive 98/70/CE, les États membres lui fournissent les données relatives au respect de l'article 7 bis de ladite directive, telles qu'elles figurent à l'annexe III de la présente directive.

2.   Les États membres utilisent, pour la transmission des données visées à l'annexe III de la présente directive, les outils ReportNet de l'Agence européenne pour l'environnement, mis à leur disposition en vertu du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil (9). Les données sont transmises par les États membres par transfert électronique des données au référentiel de données géré par l'Agence européenne pour l'environnement.

3.   Les données sont fournies chaque année selon le modèle prévu à l'annexe IV. Les États membres notifient à la Commission la date de la transmission et le nom de la personne de contact de l'autorité compétente responsable de la vérification des données et de leur communication à la Commission.

Article 6

Sanctions

Les États membres déterminent le régime des sanctions applicables aux violations des dispositions nationales adoptées en vertu de la présente directive et prennent toute mesure nécessaire pour assurer la mise en œuvre de celles-ci. Les sanctions ainsi prévues doivent être effectives, proportionnées et dissuasives. Les États membres notifient ces dispositions à la Commission au plus tard le 21 avril 2017 et l'informent sans tarder de toute modification ultérieure les concernant.

Article 7

Transposition

1.   Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à la présente directive au plus tard le 21 avril 2017. Ils en informent immédiatement la Commission.

2.   Lorsque les États membres adoptent ces dispositions, celles-ci contiennent une référence à la présente directive ou sont accompagnées d'une telle référence lors de leur publication officielle. Les modalités de cette référence sont arrêtées par les États membres.

3.   Les États membres communiquent à la Commission le texte des dispositions essentielles de droit interne qu'ils adoptent dans le domaine régi par la présente directive.

Article 8

Entrée en vigueur

La présente directive entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Article 9

Destinataires

Les États membres sont destinataires de la présente directive.

Fait à Luxembourg, le 20 avril 2015.

Par le Conseil

Le président

J. DŪKLAVS

(1)  JO L 350 du 28.12.1998, p. 58.

(2)  Recommandation 2003/361/CE de la Commission du 6 mai 2003 concernant la définition des micro, petites et moyennes entreprises (JO L 124 du 20.5.2003, p. 36).

(3)  Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE (JO L 140 du 5.6.2009, p. 16).

(4)  Décision 2002/159/CE de la Commission du 18 février 2002 établissant un formulaire commun pour la présentation des synthèses des données nationales relatives à la qualité des carburants (JO L 53 du 23.2.2002, p. 30).

(5)  Directive 2009/30/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 modifiant la directive 98/70/CE en ce qui concerne les spécifications relatives à l'essence, au carburant diesel et aux gazoles ainsi que l'introduction d'un mécanisme permettant de surveiller et de réduire les émissions de gaz à effet de serre, modifiant la directive 1999/32/CE du Conseil en ce qui concerne les spécifications relatives aux carburants utilisés par les bateaux de navigation intérieure et abrogeant la directive 93/12/CEE (JO L 140 du 5.6.2009, p. 88).

(6)  Décision 1999/468/CE du Conseil du 28 juin 1999 fixant les modalités de l'exercice des compétences d'exécution conférées à la Commission (JO L 184 du 17.7.1999, p. 23).

(7)  American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml.

(8)  Règlement (CEE) no 2658/87 du Conseil du 23 juillet 1987 relatif à la nomenclature tarifaire et statistique et au tarif douanier commun (JO L 256 du 7.9.1987, p. 1).

(9)  Règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l'Agence européenne pour l'environnement et au réseau européen d'information et d'observation pour l'environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13)

ANNEXE I

MÉTHODE DE CALCUL ET DE DÉCLARATION DE L'INTENSITÉ D'ÉMISSION DE GAZ À EFFET DE SERRE SUR L'ENSEMBLE DU CYCLE DE VIE DES CARBURANTS ET DE L'ÉNERGIE, À L'INTENTION DES FOURNISSEURS

Partie 1

Calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie d'un fournisseur

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l'énergie s'exprime en gramme équivalent dioxyde de carbone par mégajoule de carburant (gCO2eq/MJ).

1.

Les gaz à effet de serre pris en compte aux fins du calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre du carburant sont le dioxyde de carbone (CO2), le protoxyde d'azote (N2O) et le méthane (CH4). Aux fins du calcul de l'équivalence en CO2, les émissions de ces gaz sont associées aux valeurs d'émissions suivantes, en équivalents CO2:

CO2: 1;

CH4: 25;

N2O: 298

2.

Les émissions résultant de la fabrication des machines et des équipements utilisés pour l'extraction, la production, le raffinage et la consommation de carburants fossiles ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre.

3.

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie des émissions de gaz à effet de serre de tous les carburants et énergies fournis par un fournisseur se calcule selon la formule ci-dessous:

Formula

dans laquelle:

a)

«#» est l'identification du fournisseur (à savoir, l'identification de l'entité tenue de s'acquitter des droits d'accises) définie dans le règlement (CE) no 684/2009 de la Commission (1) comme le numéro d'accise de l'opérateur [numéro d'enregistrement du système d'échange des données relatives aux accises (SEED) ou numéro d'identification à la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) visés à l'annexe I, tableau 1, point 5 a), dudit règlement pour les codes de type de destination 1 à 5 et 8]; il s'agit également de l'entité redevable des droits d'accise conformément à l'article 8 de la directive 2008/118/CE du Conseil (2), au moment de la survenance de l'exigibilité des droits d'accise conformément à l'article 7, paragraphe 2, de la directive 2008/118/CE. Si cette identification n'est pas disponible, les États membres veillent à ce qu'un moyen d'identification équivalent soit établi conformément à un dispositif national de déclaration des droits d'accise;

b)

«x» correspond aux types de carburants et d'énergie entrant dans le champ d'application de la présente directive, tels qu'ils figurent à l'annexe I, tableau 1, point 17 c), du règlement (CE) no 684/2009. Si ces données ne sont pas disponibles, les États membres recueillent des données équivalentes conformément à un dispositif de déclaration des droits d'accise mis en place au niveau national;

c)

«MJx» est l'énergie totale fournie et convertie à partir des volumes communiqués du carburant «x», exprimée en mégajoules. Ce calcul s'effectue comme suit:

i)

La quantité de chaque carburant, par type de carburant

Elle se calcule sur la base des données déclarées conformément à l'annexe I, tableau 1, points 17 d), f) et o), du règlement (CE) no 684/2009. Les quantités de biocarburants sont converties à leur contenu énergétique (pouvoir calorifique inférieur) conformément aux densités d'énergie figurant à l'annexe III de la directive 2009/28/CE. Les quantités de carburants d'origine non biologique sont converties à leur contenu énergétique (pouvoir calorifique inférieur) conformément aux densités d'énergie indiquées à l'appendice 1 du rapport «Well-to-tank» (version 4) (3) de juillet 2013 du consortium regroupant le Centre commun de recherche, EUCAR et Concawe (JEC) (4);

ii)

Cotraitement simultané de carburants fossiles et de biocarburants

Le traitement inclut toute modification apportée au cours du cycle de vie du carburant ou de l'énergie fournis, entraînant un changement de la structure moléculaire du produit. L'ajout d'un dénaturant ne constitue pas un traitement. La quantité de biocarburants cotraités avec des carburants d'origine non biologique reflète l'état des biocarburants à l'issue du procédé de production. La quantité du biocarburant cotraité est déterminée par le bilan énergétique et l'efficacité du procédé de cotraitement visé à l'annexe IV, partie C, point 17, de la directive 98/70/CE.

Lorsque plusieurs biocarburants sont mélangés avec des carburants fossiles, la quantité et le type de chaque biocarburant sont pris en compte dans le calcul et communiqués aux États membres par les fournisseurs.

La quantité des biocarburants fournis qui ne satisfont pas aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE est comptabilisée comme s'il s'agissait de carburant fossile.

Le mélange essence-éthanol E85 fera l'objet d'un calcul en tant que carburant distinct aux fins de l'article 6 du règlement (CE) no 443/2009 du Parlement européen et du Conseil (5).

Si les quantités ne sont pas recueillies conformément au règlement (CE) no 684/2009, les États membres recueillent des données équivalentes selon un dispositif de déclaration des droits d'accise mis en place au niveau national;

iii)

Quantité d'électricité consommée

Il s'agit de la quantité d'électricité consommée par les véhicules routiers ou les motocycles qu'un fournisseur communique à l'autorité compétente de chaque État membre conformément à la formule suivante:

Électricité consommée = distance parcourue (km) × efficacité de la consommation d'électricité (MJ/km);

d)

Réduction des émissions en amont (UER)

«UER» est la réduction des émissions de gaz à effet de serre en amont déclarée par un fournisseur, mesurée en gCO2eq, quantifiée et communiquée dans le respect des exigences suivantes:

i)

Admissibilité

Les UER ne s'appliquent qu'à la partie des valeurs moyennes par défaut déterminées pour le pétrole, le diesel, le GNC ou le GPL qui correspond aux émissions en amont.

Les UER, quel que soit leur pays d'origine, peuvent être comptabilisées comme réductions des émissions de gaz à effet de serre pour les carburants produits à partir de toute source de matière de base fournie par un fournisseur.

Les UER ne sont comptabilisées que si elles sont liées à des projets ayant débuté après le 1er janvier 2011.

Il n'est pas nécessaire de prouver que les UER n'auraient pas eu lieu en l'absence des obligations de déclaration énoncées à l'article 7 bis de la directive 98/70/CE;

ii)

Calculs

Les UER sont estimées et validées conformément aux principes et aux normes internationales et notamment aux normes ISO 14064, ISO 14065 et ISO 14066.

Les UER et les émissions de référence devront être contrôlées, communiquées et vérifiées conformément à la norme ISO 14064 et les résultats fournis devront être d'une fiabilité équivalente à celle visée par le règlement (UE) no 600/2012 de la Commission (6) et le règlement (UE) no 601/2012 de la Commission (7). La vérification des méthodes d'estimation des UER doit être conforme à la norme ISO 14064-3 et l'organisme chargé de la vérification doit être accrédité conformément à la norme ISO 14065;

e)

«GHGix» est l'intensité d'émission de gaz à effet de serre du carburant ou de l'énergie «x», exprimée en gCO2eq/MJ. Les fournisseurs calculent l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de chaque carburant ou énergie comme suit:

i)

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre de carburants d'origine non biologique est l'«intensité d'émission de gaz à effet de serre pondérée sur l'ensemble du cycle de vie» par type de carburant figurant dans la dernière colonne du tableau à la partie 2, point 5, de la présente annexe;

ii)

L'électricité est calculée conformément à la partie 2, point 6;

iii)

Intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants répondant aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE se calcule conformément à l'article 7 quinquies de ladite directive. Lorsque les données relatives aux émissions de gaz à effet de serre des biocarburants sur l'ensemble du cycle de vie ont été obtenues dans le cadre d'un accord ou d'un système ayant fait l'objet d'une décision en vertu de l'article 7 quater, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE couvrant l'article 7 ter, paragraphe 2, de ladite directive, ces données sont également utilisées pour établir l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants au titre de l'article 7 ter, paragraphe 1, de ladite directive. L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants ne répondant pas aux critères de durabilité visés à l'article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE est égale à l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fossiles correspondants issus de pétrole brut ou de gaz conventionnels;

iv)

Cotraitement simultané de carburants d'origine non biologique et de biocarburants

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre des biocarburants cotraités avec des carburants fossiles reflète l'état des biocarburants à l'issue du traitement;

f)

«AF» est le facteur d'ajustement pour l'efficacité du groupe motopropulseur:

Technologie de conversion prédominante

Facteur d'efficacité

Moteur à combustion interne

1

Groupe motopropulseur électrique à accumulateur

0,4

Groupe motopropulseur électrique à pile à combustible alimentée par hydrogène

0,4

Partie 2

Informations communiquées par les fournisseurs pour les carburants autres que les biocarburants

1.   UER des carburants fossiles

Afin que les UER soient admissibles aux fins des méthodes de déclaration et de calcul, les fournisseurs communiquent à l'autorité désignée par les États membres:

a)

la date de début du projet, qui doit être postérieure au 1er janvier 2011;

b)

les réductions annuelles d'émissions, en gCO2eq;

c)

la durée de la période au cours de laquelle les réductions déclarées se sont produites;

d)

les coordonnées de l'emplacement du projet le plus proche de la source d'émissions, en degrés de latitude et de longitude arrondis à la quatrième décimale;

e)

les émissions annuelles de référence avant la mise en place des mesures de réduction et les émissions annuelles après la mise en place des mesures de réduction, en gCO2eq/MJ de matières de base produites;

f)

le numéro de certificat non réutilisable identifiant de manière unique le système et les réductions déclarées de gaz à effet de serre;

g)

le numéro non réutilisable identifiant de manière unique la méthode de calcul et le système associé;

h)

lorsque le projet concerne l'extraction de pétrole, le ratio gaz/pétrole en solution annuel moyen historique et pour l'année de déclaration, la pression et la profondeur du gisement, et le taux de production de pétrole brut du puits.

2.   Origine

L'«origine» est la dénomination commerciale de la matière de base figurant à la partie 2, point 7, de la présente annexe, mais uniquement lorsque les fournisseurs détiennent l'information nécessaire:

a)

du fait qu'ils sont une personne ou entreprise qui effectue une importation de pétrole brut en provenance des pays tiers ou qui reçoit une livraison de pétrole brut en provenance d'un autre État membre, conformément à l'article 1er du règlement (CE) no 2964/95 du Conseil (8); ou

b)

en vertu de modalités d'échange d'informations convenues avec d'autres fournisseurs.

Dans tous les autres cas, l'origine indique si le carburant est originaire de l'Union ou de pays tiers.

Les informations que les fournisseurs recueillent et communiquent aux États membres concernant l'origine des carburants sont confidentielles mais cela n'interdit pas à la Commission de publier des informations générales ou synthétiques ne comportant pas d'indications sur les entreprises individuellement.

Pour les biocarburants, l'origine signifie la filière de production des biocarburants figurant à l'annexe IV de la directive 98/70/CE.

Lorsque plusieurs matières de base sont utilisées, les fournisseurs communiquent la quantité en tonnes métriques du produit fini pour chaque matière de base produite dans l'installation de traitement correspondante au cours de l'année de déclaration.

3.   Lieu d'achat

Le «lieu d'achat» est le pays et le nom de l'installation de traitement où le carburant ou l'énergie a subi sa dernière transformation substantielle, utilisés pour conférer son origine au carburant ou à l'énergie conformément au règlement (CEE) no 2454/93 de la Commission (9).

4.   PME

Par dérogation, dans le cas des fournisseurs qui sont des PME, l'«origine» et le «lieu d'achat» sont soit l'Union soit un pays tiers, selon le cas, que ces fournisseurs importent du pétrole brut ou qu'ils fournissent des huiles de pétrole et des huiles de matières bitumineuses.

5.   Valeurs moyennes par défaut d'intensité d'émission de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie en ce qui concerne les carburants autres que les biocarburants et l'électricité

Source de matières premières et procédé

Type de carburant mis sur le marché

Intensité d'émission de gaz à effet de serre unitaire sur l'ensemble du cycle de vie (gCO2eq/MJ)

Intensité d'émission de gaz à effet de serre pondérée sur l'ensemble du cycle de vie (gCO2eq/MJ)

Pétrole brut conventionnel

Essence

93,2

93,3

Gaz naturel liquéfié

94,3

Charbon liquéfié

172

Bitume naturel

107

Schistes bitumineux

131,3

Pétrole brut conventionnel

Diesel ou gazole

95

95,1

Gaz naturel liquéfié

94,3

Charbon liquéfié

172

Bitume naturel

108,5

Schistes bitumineux

133,7

Toute source fossile

Gaz de pétrole liquéfié pour moteur à allumage commandé

73,6

73,6

Gaz naturel, mélange UE

Gaz naturel comprimé pour moteur à allumage commandé

69,3

69,3

Gaz naturel, mélange UE

Gaz naturel liquéfié pour moteur à allumage commandé

74,5

74,5

Réaction de Sabatier utilisant l'hydrogène produit par hydrolyse à l'aide d'énergies renouvelables non biologiques

Méthane de synthèse comprimé pour moteur à allumage commandé

3,3

3,3

Gaz naturel par vaporeformage

Hydrogène comprimé dans une pile à combustible

104,3

104,3

Électrolyse utilisant exclusivement des énergies renouvelables non biologiques

Hydrogène comprimé dans une pile à combustible

9,1

9,1

Charbon

Hydrogène comprimé dans une pile à combustible

234,4

234,4

Charbon avec captage et stockage du carbone des émissions du procédé

Hydrogène comprimé dans une pile à combustible

52,7

52,7

Déchets plastiques issus de matières de base fossiles

Pétrole, diesel ou gazole

86

86

6.   Électricité

Aux fins de la déclaration par les fournisseurs d'énergie de l'électricité consommée par les véhicules électriques et les motocycles, les États membres devraient calculer les valeurs nationales moyennes par défaut sur l'ensemble du cycle de vie conformément aux normes internationales en la matière.

Les États membres peuvent également autoriser leurs fournisseurs à déterminer des valeurs d'intensité d'émission de gaz à effet de serre (en gCO2eq/MJ) de l'électricité à partir des données communiquées par les États membres au titre des règlements suivants:

a)

règlement (CE) no 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil (10);

b)

règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (11); ou

c)

règlement délégué (UE) no 666/2014 de la Commission (12).

7.   Dénomination commerciale de la matière de base

Pays

Dénomination commerciale de la matière de base

API

Soufre (% massique)

Abou Dhabi

Al Bunduq

38,5

1,1

Abou Dhabi

Mubarraz

38,1

0,9

Abou Dhabi

Murban

40,5

0,8

Abou Dhabi

Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine)

40,6

1

Abou Dhabi

Umm Shaif (Abu Dhabi Marine)

37,4

1,5

Abou Dhabi

Arzanah

44

0

Abou Dhabi

Abu Al Bu Khoosh

31,6

2

Abou Dhabi

Murban Bottoms

21,4

Non disponible (n.d.)

Abou Dhabi

Top Murban

21

n.d.

Abou Dhabi

Upper Zakum

34,4

1,7

Algérie

Arzew

44,3

0,1

Algérie

Hassi Messaoud

42,8

0,2

Algérie

Zarzaitine

43

0,1

Algérie

Algerian

44

0,1

Algérie

Skikda

44,3

0,1

Algérie

Saharan Blend

45,5

0,1

Algérie

Hassi Ramal

60

0,1

Algérie

Algerian Condensate

64,5

n.d.

Algérie

Algerian Mix

45,6

0,2

Algérie

Algerian Condensate (Arzew)

65,8

0

Algérie

Algerian Condensate (Bejaia)

65,0

0

Algérie

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

Arabie saoudite

Light (Pers. Gulf)

33,4

1,8

Arabie saoudite

Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya)

27,9

2,8

Arabie saoudite

Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah)

30,8

2,4

Arabie saoudite

Extra Light (Pers. Gulf) (Berri)

37,8

1,1

Arabie saoudite

Light (Yanbu)

33,4

1,2

Arabie saoudite

Heavy (Yanbu)

27,9

2,8

Arabie saoudite

Medium (Yanbu)

30,8

2,4

Arabie saoudite

Berri (Yanbu)

37,8

1,1

Arabie saoudite

Medium (Zuluf/Marjan)

31,1

2,5

Argentine

Tierra del Fuego

42,4

n.d.

Argentine

Santa Cruz

26,9

n.d.

Argentine

Escalante

24

0,2

Argentine

Canadon Seco

27

0,2

Argentine

Hidra

51,7

0,05

Argentine

Medanito

34,93

0,48

Arménie

Armenian Miscellaneous

n.d.

n.d.

Australie

Jabiru

42,3

0,03

Australie

Kooroopa (Jurassic)

42

n.d.

Australie

Talgeberry (Jurassic)

43

n.d.

Australie

Talgeberry (Up Cretaceous)

51

n.d.

Australie

Woodside Condensate

51,8

n.d.

Australie

Saladin-3 (Top Barrow)

49

n.d.

Australie

Harriet

38

n.d.

Australie

Skua-3 (Challis Field)

43

n.d.

Australie

Barrow Island

36,8

0,1

Australie

Northwest Shelf Condensate

53,1

0

Australie

Jackson Blend

41,9

0

Australie

Cooper Basin

45,2

0,02

Australie

Griffin

55

0,03

Australie

Buffalo Crude

53

n.d.

Australie

Cossack

48,2

0,04

Australie

Elang

56,2

n.d.

Australie

Enfield

21,7

0,13

Australie

Gippsland (Bass Strait)

45,4

0,1

Azerbaïdjan

Azeri Light

34,8

0,15

Bahreïn

Bahrain Miscellaneous

n.d.

n.d.

Belize

Belize Light Crude

40

n.d.

Belize

Belize Miscellaneous

n.d.

n.d.

Bénin

Seme

22,6

0,5

Bénin

Benin Miscellaneous

n.d.

n.d.

Biélorussie

Belarus Miscellaneous

n.d.

n.d.

Bolivie

Bolivian Condensate

58,8

0,1

Brésil

Garoupa

30,5

0,1

Brésil

Sergipano

25,1

0,4

Brésil

Campos Basin

20

n.d.

Brésil

Urucu (Upper Amazon)

42

n.d.

Brésil

Marlim

20

n.d.

Brésil

Brazil Polvo

19,6

1,14

Brésil

Roncador

28,3

0,58

Brésil

Roncador Heavy

18

n.d.

Brésil

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

Cameroun

Kole Marine Blend

34,9

0,3

Cameroun

Lokele

21,5

0,5

Cameroun

Moudi Light

40

n.d.

Cameroun

Moudi Heavy

21,3

n.d.

Cameroun

Ebome

32,1

0,35

Cameroun

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

Charjah

Mubarek Sharjah

37

0,6

Charjah

Sharjah Condensate

49,7

0,1

Chili

Chile Miscellaneous

n.d.

n.d.

Chine

Taching (Daqing)

33

0,1

Chine

Shengli

24,2

1

Chine

Beibu

n.d.

n.d.

Chine

Chengbei

17

n.d.

Chine

Lufeng

34,4

n.d.

Chine

Xijiang

28

n.d.

Chine

Wei Zhou

39,9

n.d.

Chine

Liu Hua

21

n.d.

Chine

Boz Hong

17

0,282

Chine

Peng Lai

21,8

0,29

Chine

Xi Xiang

32,18

0,09

Colombie

Onto

35,3

0,5

Colombie

Putamayo

35

0,5

Colombie

Rio Zulia

40,4

0,3

Colombie

Orito

34,9

0,5

Colombie

Cano-Limon

30,8

0,5

Colombie

Lasmo

30

n.d.

Colombie

Cano Duya-1

28

n.d.

Colombie

Corocora-1

31,6

n.d.

Colombie

Suria Sur-1

32

n.d.

Colombie

Tunane-1

29

n.d.

Colombie

Casanare

23

n.d.

Colombie

Cusiana

44,4

0,2

Colombie

Vasconia

27,3

0,6

Colombie

Castilla Blend

20,8

1,72

Colombie

Cupiaga

43,11

0,082

Colombie

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

Côte d'Ivoire

Espoir

31,4

0,3

Côte d'Ivoire

Lion Cote

41,1

0,101

Danemark

Dan

30,4

0,3

Danemark

Gorm

33,9

0,2

Danemark

Danish North Sea

34,5

0,26

Dubaï

Dubai (Fateh)

31,1

2

Dubaï

Margham Light

50,3

0

Égypte

Belayim

27,5

2,2

Égypte

El Morgan

29,4

1,7

Égypte

Rhas Gharib

24,3

3,3

Égypte

Gulf of Suez Mix

31,9

1,5

Égypte

Geysum

19,5

n.d.

Égypte

East Gharib (J-1)

37,9

n.d.

Égypte

Mango-1

35,1

n.d.

Égypte

Rhas Budran

25

n.d.

Égypte

Zeit Bay

34,1

0,1

Égypte

East Zeit Mix

39

0,87

Équateur

Oriente

29,2

1

Équateur

Quito

29,5

0,7

Équateur

Santa Elena

35

0,1

Équateur

Limoncoha-1

28

n.d.

Équateur

Frontera-1

30,7

n.d.

Équateur

Bogi-1

21,2

n.d.

Équateur

Napo

19

2

Équateur

Napo Light

19,3

n.d.

Espagne

Amposta Marina North

37

n.d.

Espagne

Casablanca

34

n.d.

Espagne

El Dorado

26,6

n.d.

États-Unis Alaska

ANS

n.d.

n.d.

États-Unis Colorado

Niobrara

n.d.

n.d.

États-Unis Nouveau Mexique

Four Corners

n.d.

n.d.

États-Unis Dakota du Nord

Bakken

n.d.

n.d.

États-Unis Dakota du Nord

North Dakota Sweet

n.d.

n.d.

États-Unis Texas

WTI

n.d.

n.d.

États-Unis Texas

Eagle Ford

n.d.

n.d.

États-Unis Utah

Covenant

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Beta

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Carpinteria

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Dos Cuadras

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Hondo

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Hueneme

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Pescado

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Point Arguello

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Point Pedernales

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Sacate

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Santa Clara

n.d.

n.d.

États-Unis marge du plateau continental nord-américain

Sockeye

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.

Géorgie

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.

Guinée équatoriale

Zafiro

30,3

n.d.

Guinée équatoriale

Alba Condensate

55

n.d.

Guinée équatoriale

Ceiba

30,1

0,42

Inde

Bombay High

39,4

0,2

Indonésie

Minas (Sumatron Light)

34,5

0,1

Indonésie

Ardjuna

35,2

0,1

Indonésie

Attaka

42,3

0,1

Indonésie

Suri

18,4

0,2

Indonésie

Sanga Sanga

25,7

0,2

Indonésie

Sepinggan

37,9

0,9

Indonésie

Walio

34,1

0,7

Indonésie

Arimbi

31,8

0,2

Indonésie

Poleng

43,2

0,2

Indonésie

Handil

32,8

0,1

Indonésie

Jatibarang

29

0,1

Indonésie

Cinta

33,4

0,1

Indonésie

Bekapai

40

0,1

Indonésie

Katapa

52

0,1

Indonésie

Salawati

38

0,5

Indonésie

Duri (Sumatran Heavy)

21,1

0,2

Indonésie

Sembakung

37,5

0,1

Indonésie

Badak

41,3

0,1

Indonésie

Arun Condensate

54,5

n.d.

Indonésie

Udang

38

0,1

Indonésie

Klamono

18,7

1

Indonésie

Bunya

31,7

0,1

Indonésie

Pamusian

18,1

0,2

Indonésie

Kerindigan

21,6

0,3

Indonésie

Melahin

24,7

0,3

Indonésie

Bunyu

31,7

0,1

Indonésie

Camar

36,3

n.d.

Indonésie

Cinta Heavy

27

n.d.

Indonésie

Lalang

40,4

n.d.

Indonésie

Kakap

46,6

n.d.

Indonésie

Sisi-1

40

n.d.

Indonésie

Giti-1

33,6

n.d.

Indonésie

Ayu-1

34,3

n.d.

Indonésie

Bima

22,5

n.d.

Indonésie

Padang Isle

34,7

n.d.

Indonésie

Intan

32,8

n.d.

Indonésie

Sepinggan — Yakin Mixed

31,7

0,1

Indonésie

Widuri

32

0,1

Indonésie

Belida

45,9

0

Indonésie

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

0,54

Koweït

Mina al Ahmadi (Kuwait Export)

31,4

2,5

Koweït

Magwa (Lower Jurassic)

38

n.d.

Koweït

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Libye

Bu Attifel

43,6

0

Libye

Amna (high pour)

36,1

0,2

Libye

Brega

40,4

0,2

Libye

Sirtica

43,3

0,43

Libye

Zueitina

41,3

0,3

Libye

Bunker Hunt

37,6

0,2

Libye

El Hofra

42,3

0,3

Libye

Dahra

41

0,4

Libye

Sarir

38,3

0,2

Libye

Zueitina Condensate

65

0,1

Libye

El Sharara

42,1

0,07

Malaisie

Miri Light

36,3

0,1

Malaisie

Tembungo

37,5

n.d.

Malaisie

Labuan Blend

33,2

0,1

Malaisie

Tapis

44,3

0,1

Malaisie

Tembungo

37.4

0

Malaisie

Bintulu

26,5

0,1

Malaisie

Bekok

49

n.d.

Malaisie

Pulai

42,6

n.d.

Malaisie

Dulang

39

0,037

Mauritanie

Chinguetti

28,2

0,51

Mexique

Isthmus

32,8

1,5

Mexique

Maya

22

3,3

Mexique

Olmeca

39

n.d.

Mexique

Altamira

16

n.d.

Mexique

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

Norvège

Ekofisk

43,4

0,2

Norvège

Tor

42

0,1

Norvège

Statfjord

38,4

0,3

Norvège

Heidrun

29

n.d.

Norvège

Norwegian Forties

37,1

n.d.

Norvège

Gullfaks

28,6

0,4

Norvège

Oseberg

32,5

0,2

Norvège

Norne

33,1

0,19

Norvège

Troll

28,3

0,31

Norvège

Draugen

39,6

n.d.

Norvège

Sleipner Condensate

62

0,02

Oman

Oman Export

36,3

0,8

Ouzbékistan

Uzbekistan Miscellaneous

n.d.

n.d.

Papouasie-Nouvelle-Guinée

Kutubu

44

0,04

Pays-Bas

Alba

19,59

n.d.

Pérou

Loreto

34

0,3

Pérou

Talara

32,7

0,1

Pérou

High Cold Test

37,5

n.d.

Pérou

Bayovar

22,6

n.d.

Pérou

Low Cold Test

34,3

n.d.

Pérou

Carmen Central-5

20,7

n.d.

Pérou

Shiviyacu-23

20,8

n.d.

Pérou

Mayna

25,7

n.d.

Philippines

Nido

26,5

n.d.

Philippines

Philippines Miscellaneous

n.d.

n.d.

Qatar

Dukhan

41,7

1,3

Qatar

Qatar Marine

35,3

1,6

Qatar

Qatar Land

41,4

n.d.

Ras el Khaïmah

Rak Condensate

54,1

n.d.

Ras el Khaïmah

Ras Al Khaimah Miscellaneous

n.d.

n.d.

Royaume-Uni

Auk

37,2

0,5

Royaume-Uni

Beatrice

38,7

0,05

Royaume-Uni

Brae

33,6

0,7

Royaume-Uni

Buchan

33,7

0,8

Royaume-Uni

Claymore

30,5

1,6

Royaume-Uni

S.V. (Brent)

36,7

0,3

Royaume-Uni

Tartan

41,7

0,6

Royaume-Uni

Tern

35

0,7

Royaume-Uni

Magnus

39,3

0,3

Royaume-Uni

Dunlin

34,9

0,4

Royaume-Uni

Fulmar

40

0,3

Royaume-Uni

Hutton

30,5

0,7

Royaume-Uni

N.W. Hutton

36,2

0,3

Royaume-Uni

Maureen

35,5

0,6

Royaume-Uni

Murchison

38,8

0,3

Royaume-Uni

Ninian Blend

35,6

0,4

Royaume-Uni

Montrose

40,1

0,2

Royaume-Uni

Beryl

36,5

0,4

Royaume-Uni

Piper

35,6

0,9

Royaume-Uni

Forties

36,6

0,3

Royaume-Uni

Brent Blend

38

0,4

Royaume-Uni

Flotta

35,7

1,1

Royaume-Uni

Thistle

37

0,3

Royaume-Uni

S.V. (Ninian)

38

0,3

Royaume-Uni

Argyle

38,6

0,2

Royaume-Uni

Heather

33,8

0,7

Royaume-Uni

South Birch

38,6

n.d.

Royaume-Uni

Wytch Farm

41,5

n.d.

Royaume-Uni

Cormorant North

34,9

0,7

Royaume-Uni

Cormorant South (Cormorant «A»)

35,7

0,6

Royaume-Uni

Alba

19,2

n.d.

Royaume-Uni

Foinhaven

26,3

0,38

Royaume-Uni

Schiehallion

25,8

n.d.

Royaume-Uni

Captain

19,1

0,7

Royaume-Uni

Harding

20,7

0,59

Russie

Urals

31

2

Russie

Russian Export Blend

32,5

1,4

Russie

M100

17,6

2,02

Russie

M100 Heavy

16,67

2,09

Russie

Siberian Light

37,8

0,4

Russie

E4 (Gravenshon)

19,84

1,95

Russie

E4 Heavy

18

2,35

Russie

Purovsky Condensate

64,1

0,01

Russie

Sokol

39,7

0,18

Singapour

Rantau

50,5

0,1

Syrie

Syrian Straight

15

n.d.

Syrie

Thayyem

35

n.d.

Syrie

Omar Blend

38

n.d.

Syrie

Omar

36,5

0,1

Syrie

Syrian Light

36

0,6

Syrie

Souedie

24,9

3,8

Tchad

Doba Blend (Early Production)

24,8

0,14

Tchad

Doba Blend (Later Production)

20,8

0,17

Thaïlande

Erawan Condensate

54,1

n.d.

Thaïlande

Sirikit

41

n.d.

Thaïlande

Nang Nuan

30

n.d.

Thaïlande

Bualuang

27

n.d.

Thaïlande

Benchamas

42,4

0,12

Trinité-et-Tobago

Galeota Mix

32,8

0,3

Trinité-et-Tobago

Trintopec

24,8

n.d.

Trinité-et-Tobago

Land/Trinmar

23,4

1,2

Trinité-et-Tobago

Calypso Miscellaneous

30,84

0,59

Tunisie

Zarzaitine

41,9

0,1

Tunisie

Ashtart

29

1

Tunisie

El Borma

43,3

0,1

Tunisie

Ezzaouia-2

41,5

n.d.

Turquie

Turkish Miscellaneous

n.d.

n.d.

Ukraine

Ukraine 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/Ceuta 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

Viêt Nam

Bach Ho (White Tiger)

38,6

0

Viêt Nam

Dai Hung (Big Bear)

36,9

0,1

Viêt Nam

Rang Dong

37,7

0,5

Viêt Nam

Ruby

35,6

0,08

Viêt Nam

Su Tu Den (Black Lion)

36,8

0,05

Yémen

North Yemeni Blend

40,5

n.d.

Yémen

Alif

40,4

0,1

Yémen

Maarib Lt.

49

0,2

Yémen

Masila Blend

30-31

0,6

Yémen

Shabwa Blend

34,6

0,6

Zone neutre

Eocene (Wafra)

18,6

4,6

Zone neutre

Hout

32,8

1,9

Zone neutre

Khafji

28,5

2,9

Zone neutre

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Zone neutre

Ratawi

23,5

4,1

Zone neutre

Neutral Zone Mix

23,1

n.d.

Zone neutre

Khafji Blend

23,4

3,8

Autre

Huile de schiste

n.d.

n.d.

Autre

Schistes bitumineux

n.d.

n.d.

Autre

Gaz naturel: acheminé par gazoduc depuis la source

n.d.

n.d.

Autre

Gaz naturel: à partir de GNL

n.d.

n.d.

Autre

Gaz de schiste: acheminé par gazoduc depuis la source

n.d.

n.d.

Autre

Charbon

n.d.

n.d.

(1)  Règlement (CE) no 684/2009 de la Commission du 24 juillet 2009 mettant en œuvre la directive 2008/118/CE du Conseil en ce qui concerne les procédures informatisées applicables aux mouvements en suspension de droits de produits soumis à accise (JO L 197 du 29.7.2009, p. 24).

(2)  Directive 2008/118/CE du Conseil du 16 décembre 2008 relative au régime général d'accise et abrogeant la directive 92/12/CEE (JO L 9 du 14.1.2009, p. 12).

(3)  http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf

(4)  Le consortium JEC rassemble le Centre commun de recherche de la Commission européenne (JRC), le Conseil européen pour la recherche et le développement de l'industrie automobile (EUCAR) et Concawe (association européenne des compagnies pétrolières pour l'environnement, la santé et la sûreté dans le raffinage et la distribution).

(5)  Règlement (CE) no 443/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 établissant des normes de performance en matière d'émissions pour les voitures particulières neuves dans le cadre de l'approche intégrée de la Communauté visant à réduire les émissions de CO2 des véhicules légers (JO L 140 du 5.6.2009, p. 1).

(6)  Règlement (UE) no 600/2012 de la Commission du 21 juin 2012 concernant la vérification des déclarations d'émissions de gaz à effet de serre et des déclarations relatives aux tonnes-kilomètres et l'accréditation des vérificateurs conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 181 du 12.7.2012, p. 1).

(7)  Règlement (UE) no 601/2012 de la Commission du 21 juin 2012 relatif à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 181 du 12.7.2012, p. 30).

(8)  Règlement (CE) no 2964/95 du Conseil du 20 décembre 1995 instaurant un enregistrement dans la Communauté des importations et des livraisons de pétrole brut (JO L 310 du 22.12.1995, p. 5).

(9)  Règlement (CEE) no 2454/93 de la Commission du 2 juillet 1993 fixant certaines dispositions d'application du règlement (CEE) no 2913/92 du Conseil établissant le code des douanes communautaire (JO L 253 du 11.10.1993, p. 1).

(10)  Règlement (CE) no 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil du 22 octobre 2008 concernant les statistiques de l'énergie (JO L 304 du 14.11.2008, p. 1).

(11)  Règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil du 21 mai 2013 relatif à un mécanisme pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre et pour la déclaration, au niveau national et au niveau de l'Union, d'autres informations ayant trait au changement climatique et abrogeant la décision no 280/2004/CE (JO L 165 du 18.6.2013, p. 13).

(12)  Règlement délégué (UE) no 666/2014 de la Commission du 12 mars 2014 établissant les exigences de fond applicables à un système d'inventaire de l'Union et tenant compte des modifications des potentiels de réchauffement planétaire et des lignes directrices relatives aux inventaires arrêtées d'un commun accord au niveau international, en application du règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 179 du 19.6.2014, p. 26).

ANNEXE II

CALCUL DE LA NORME DE BASE CONCERNANT LES CARBURANTS POUR LES CARBURANTS FOSSILES

Méthode de calcul

a)

La norme de base concernant les carburants se calcule sur la base de la consommation moyenne de pétrole, de diesel, de gazole, de GPL et de GNC (carburants fossiles) de l'Union, comme suit:

Formula

où:

 

«x» représente les différents carburants et énergies relevant de la présente directive, tels que définis dans le tableau ci-dessous;

 

«GHGix» est l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de la quantité annuelle de carburant x ou d'énergie relevant de la présente directive vendue sur le marché, exprimée en gCO2eq/MJ. Les valeurs correspondant aux carburants fossiles figurant à l'annexe I, partie 2, point 5, sont utilisées;

 

«MJx» est l'énergie totale fournie et convertie à partir des volumes déclarés du carburant x, exprimée en mégajoules.

b)

Données relatives à la consommation

Les données relatives à la consommation utilisées pour le calcul de la valeur sont les suivantes:

Carburant

Consommation énergétique (MJ)

Source

Diesel

7 894 969 × 106

Déclarations 2010 des États membres au titre de la CCNUCC

Gazole non routier

240 763 × 106

Pétrole

3 844 356 × 106

GPL

217 563 × 106

GNC

51 037 × 106

Intensité d'émission de gaz à effet de serre

La norme de base concernant les carburants pour 2010 est de: 94,1 gCO2eq/MJ

ANNEXE III

RAPPORT DES ÉTATS MEMBRES À LA COMMISSION

1.

Au plus tard le 31 décembre de chaque année, les États membres doivent communiquer les données énumérées au point 3. Ces données doivent être transmises pour tous les types de carburants et d'énergie mis sur le marché dans chaque État membre. Lorsque plusieurs biocarburants sont mélangés avec des carburants fossiles, les données relatives à chaque biocarburant doivent être fournies.

2.

Les données énumérées au point 3 doivent être communiquées séparément pour les carburants ou l'énergie mis sur le marché par des fournisseurs dans un État membre donné (y compris des fournisseurs opérant conjointement dans un même État membre).

3.

Pour chaque carburant et chaque énergie, les États membres doivent communiquer à la Commission les données suivantes, agrégées comme indiqué au point 2 et conformément aux définitions de l'annexe I:

a)

type de carburant ou d'énergie;

b)

volume ou quantité de carburant ou d'électricité;

c)

intensité d'émission de gaz à effet de serre;

d)

UER;

e)

origine;

f)

lieu d'achat.

ANNEXE IV

MODÈLE POUR LA COMMUNICATION DES INFORMATIONS EN VUE DE GARANTIR LA COHÉRENCE DES DONNÉES NOTIFIÉES

Carburant — fournisseurs individuels

Entrée

Rapport conjoint (OUI/NON)

Pays

Fournisseur 1

Type de carburant 7

Code NC du carburant 7

Quantité 2

Intensité de GES moyenne

Réduction des émissions en amont 5

Réduction moyenne en 2010

par litres

par énergie

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Code NC

Intensité de GES 4

Matière de base

Code NC

Intensité de GES 4

durable (OUI/NON)

 

Composante F.1 (Composante de carburants fossiles)

Composante B.1 (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

Composante F.n (Composante de carburants fossiles)

Composante B.m (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

 

k

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Code NC 2

Intensité de GES 4

Matière de base

Code NC 2

Intensité de GES 4

durable (OUI/NON)

 

Composante F.1 (Composante de carburants fossiles)

Composante B.1 (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

Composante F.n (Composante de carburants fossiles)

Composante B.m (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

 


Carburant — fournisseurs conjoints

Entrée

Rapport conjoint (OUI/NON)

Pays

Fournis seur 1

Type de carburant 7

Code NC du carburant 7

Quantité2

Intensité GES moyenne

Réduction des émissions en amont 5

Réduction par rapport à la moyenne de 2010

par litres

par énergie

I

OUI

 

 

 

 

 

 

 

 

 

OUI

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sous-total

 

 

 

 

 

 

Code NC

Intensité de GES 4

Matière de base

Code NC

Intensité de GES 4

durable (OUI/NON)

 

Composante F.1 (Composante de carburants fossiles)

Composante B.1 (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

Composante F.n (Composante de carburants fossiles)

Composante B.m (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

 

x

OUI

 

 

 

 

 

 

 

 

 

OUI

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sous-total

 

 

 

 

 

 

Code NC 2

Intensité de GES 4

Matière de base

Code NC 2

Intensité de GES 4

durable (OUI/NON)

 

Composante F.1 (Composante de carburants fossiles)

Composante B.1 (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

Composante F.n (Composante de carburants fossiles)

Composante B.m (Composante de biocarburants)

 

 

 

 

 

 

 

 


Électricité

Rapport conjoint (OUI/NON)

Pays

Fournisseur 1

Type énergie 7

Quantité 6

Intensité de GES

Réduction par rapport à la moyenne de 2010

par énergie

NON

 

 

 

 

 

 


Informations relatives aux fournisseurs conjoints

 

Pays

Fournisseur 1

Type énergie 7

Quantité 6

Intensité de GES

Réduction par rapport à la moyenne de 2010

par énergie

OUI

 

 

 

 

 

 

OUI

 

 

 

 

 

 

 

Sous-total

 

 

 

 

 


Origine — Fournisseurs individuels 8

Entrée 1

composante F.1

Entrée 1

composante F.n

Entrée k

composante F.1

Entrée k

composante F.n

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Entrée 1

composante B.1

Entrée 1

composante B.m

Entrée k

composante B.1

Entrée k

composante B.m

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Origine — Fournisseurs conjoints 8

Entrée 1

composante F.1

Entrée 1

composante F.n

Entrée X

composante F.1

Entrée X

composante F.n

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

Dénom. Comm. Matière de base

Densité API 3

Tonnes

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Entrée 1

composante B.1

Entrée 1

composante B.m

Entrée X

composante B.1

Entrée X

composante B.m

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

Filière bio

Densité API 3

Tonnes

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Lieu d'achat 9

Entrée

Composante

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

Nom des installat. de traitement/ raffineries

Pays

1

F.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

F.n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

B.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

B.m

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

F.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

F.n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

B.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

k

B.m

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l

F.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l

F.n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l

B.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l

B.m

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

F.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

F.n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

B.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

X

B.m

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Total de l'énergie déclarée et des réductions réalisées par État membre

Volume (par énergie) 10

Intensité de GES

Réduction par rapport à la moyenne de 2010

 

 

 

Notes relatives au format

Le modèle destiné à la communication des informations par les fournisseurs est identique au modèle utilisé pour la communication des informations par les États membres.

Les cellules grisées ne doivent pas être remplies.

1.

L'identification du fournisseur est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 a);

2.

La quantité de carburant est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 c);

3.

La densité API (American Petroleum Institute) est définie conformément à la méthode d'essai ASTM D287;

4.

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 e);

5.

L'UER est définie à l'annexe I, partie 1, point 3 d); les modalités de communication des informations sont définies à l'annexe I, partie 2, point 1);

6.

La quantité d'électricité est définie à l'annexe I, partie 2, point 6;

7.

Les types de carburant et les codes NC correspondants sont définis à l'annexe I, partie 1, point 3 b);

8.

L'origine est définie à l'annexe I, partie 2, points 2 et 4;

9.

Le lieu d'achat est défini à l'annexe I, partie 2, points 3 et 4;

10.

La quantité totale d'énergie (carburant et électricité) consommée.