EXPOSÉ DES MOTIFS

1.           CONTEXTE DE LA PROPOSITION

Le paquet sur le climat et l'énergie adopté par le Conseil et le Parlement européen le 22 avril 2009 avait pour objectif une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2020. Il incluait une révision de la directive 98/70/CE[1] concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel.

La directive révisée impose aux fournisseurs[2] de réduire de 6 %, d'ici la fin de la période de mise en conformité en 2020, l’intensité d'émission de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie des carburants et des autres types d'énergie (électricité) destinés au fonctionnement de véhicules routiers et des carburants destinés aux engins mobiles non routiers. Cette réduction permettrait également aux États membres d'atteindre plus facilement les objectifs hors SEQE. L’article établissant ce nouvel élément est l’article 7 bis de la directive qui instaure de fait une «norme de carburant à faibles émissions de carbone» dans la législation de l’Union. En outre, au titre de la directive, à compter de 2011, les fournisseurs sont tenus de faire rapport à l’autorité désignée par l’État membre sur, entre autres, l’intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fournis.

Le recours aux biocarburants et à l’électricité ainsi qu'une diminution du torchage et du rejet de gaz dans l’atmosphère durant l’étape d’extraction des matières de base des carburants fossiles devraient permettre d'aboutir à la réduction de 6 %.

L’article 7 bis, paragraphe 5, impose à la Commission que toutes les mesures nécessaires à la mise en œuvre de l’article 7 bis soient arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle. En conséquence, la Commission est habilitée à adopter des mesures d’exécution concernant le mécanisme de surveillance et de réduction des émissions de gaz à effet de serre. La Commission a notamment été invitée à examiner des propositions concernant:

– une méthode permettant de calculer les émissions de gaz à effet de serre des carburants et des autres types d’énergie produits à partir de sources non biologiques (les éléments destinés au calcul des émissions de gaz à effet de serre produites par les biocarburants figurent déjà à l’annexe IV de la directive);

– une méthode de calcul de l’intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants fossiles qui servira de référence pour mesurer le respect de l'objectif;

– le calcul et la vérification de l’intensité d'émission de gaz à effet de serre de l’énergie électrique utilisée par les véhicules électriques;

– toute règle nécessaire pour satisfaire à l’exigence selon laquelle deux ou plusieurs fournisseurs d'au moins un État membre sont autorisés à faire rapport conjointement sur l’intensité d'émission de gaz à effet de serre;

– toute autre mesure nécessaire à la mise en œuvre de l'article 7 bis.

Le présent projet de directive porte sur l'ensemble des cinq éléments susmentionnés.

L’article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE définit les obligations de rapport incombant aux fournisseurs. Celles-ci sont complétées par des définitions harmonisées concernant les données à communiquer et par des exigences applicables aux États membres qui font rapport à la Commission sur la performance des carburants consommés dans l’Union en matière d'émissions de gaz à effet de serre. Ces exigences en matière de rapports permettront en particulier d'actualiser la valeur de comparaison du carburant fossile décrite 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 faciliteront la présentation de rapports requise par l’article 8, paragraphe 3, et par l’article 9, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE.

2.           RÉSULTATS DES CONSULTATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES ET DES ANALYSES D'IMPACT

En juillet 2009, une consultation publique[3] axée sur les questions devant être abordées dans le projet de directive a été lancée. En janvier 2010 s’est tenue une réunion des parties prenantes incluant les secteurs des carburants fossiles et des biocarburants, les États membres et les ONG. En mars 2010, les services de la Commission et les États membres se sont concertés sur la base d'un document de réflexion en vue d'élaborer le projet de directive. La Commission s’est en outre appuyée sur les travaux suivants pour formuler la présente proposition:

– les travaux du consortium JEC et son étude «well-to-wheels» (du puits à la roue)[4];

– l’étude Brandt sur le bitume naturel[5],

– l’étude Brandt sur le schiste bitumeux[6],

– l'étude de l'ICCT sur d’autres pétroles bruts[7].

Les travaux du Dr Brandt ont été soumis à une évaluation externe par des pairs dont les conclusions ont fait l’objet de discussions avec les parties prenantes lors d’une réunion publique le 27 mai 2011[8], à l'instar des travaux de l'ICCT pour lesquels les conclusions de l'évaluation par les pairs ont été débattues avec les parties prenantes lors d’une réunion publique le 20 février 2014[9].

En 2013, à la suite de débats infructueux avec le comité de la qualité des carburants sur le projet de directive[10] visant à harmoniser la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre résultant de l'utilisation des carburants d’origine non biologique et d’électricité par les véhicules routiers, la Commission a réalisé une analyse d’impact afin d’évaluer toutes les options de mise en œuvre proposées. L’approche qui sous-tend cette évaluation a été présentée lors de deux ateliers réunissant les parties prenantes et organisés le 20 décembre 2012 et le 15 avril 2013[11].

En parallèle, la Commission a cherché à savoir si l'industrie souhaitait que soient élaborées des règles à l'intention des fournisseurs autorisés à atteindre conjointement leurs objectifs de réduction. Malgré plusieurs demandes en ce sens, l'industrie n'a pas répondu. La Commission a dès lors conclu qu'aucune règle particulière n'était actuellement nécessaire, en dehors de définitions harmonisées et d’un mécanisme de communication des informations.

3.           ÉLÉMENTS JURIDIQUES DE LA PROPOSITION

En ce qui concerne la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre dues aux carburants et aux autres types d'énergie produits à partir de sources non biologiques, le projet de directive se caractérise par les éléments suivants:

– l'utilisation d’une valeur moyenne par défaut représentant l’intensité unitaire d'émission de gaz à effet de serre par type de carburant;

– les rapports annuels harmonisés présentés par les fournisseurs aux États membres et par les États membres à la Commission, nécessaires à la surveillance de la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans l’Union et à l'adaptation des méthodes de calcul au progrès technique et scientifique.

Genèse de la méthode de calcul retenue et des exigences prévues en matière de rapports

Les travaux sur lesquels s’appuie l’analyse d’impact ont porté principalement sur la précision des méthodes de calcul des émissions de gaz à effet de serre évaluées ainsi que sur les coûts de mise en conformité et la charge administrative associée que les fournisseurs et les États membres devraient supporter pour se conformer à l’article 7 bis de la directive 98/70/CE.

L'imprécision des rapports compromet la réalisation de l'objectif visé par la directive sur la qualité des carburants en matière d’intensité d'émission de gaz à effet de serre et pèse injustement sur la manière dont les efforts sont répartis entre fournisseurs de carburants. La précision de la méthode de calcul dépend de la méthode choisie et de l'exactitude des données sous-jacentes. Les méthodes fondées sur un niveau plus élevé de différenciation des matières de base fournissent des résultats plus précis. La précision des données communiquées est aussi étroitement liée aux informations relatives aux émissions produites par l’extraction et la transformation des matières de base («émissions en amont»). Les données sous-jacentes[12] aux valeurs figurant dans le projet de mesure examiné avec le comité de la qualité des carburants, qui sont fondées sur les rapports transmis à titre volontaire par la Oil and Gas Producers Association (association des producteurs de pétrole et de gaz), correspondent à moins de la moitié du pétrole brut raffiné dans l’Union et ne donnent aucune information sur les produits importés. Les dernières études et données relatives aux matières de base utilisées pour produire 60 %[13] à 90 %7 des carburants fossiles consommés dans l'Union laissent penser que les émissions moyennes sur l'ensemble du cycle de vie sont d'environ 5 % supérieures aux données présentées au comité de la qualité des carburants dans le projet de 2011. Cette différence est en grande partie imputable aux émissions de carbone en amont des carburants fossiles, qui sont nettement plus élevées et très variables. L'intensité d'émission de gaz à effet de serre en amont des matières de base conventionnelles est très variable et la production de pétrole à partir de sources non conventionnelles présente souvent une plus forte intensité d'émission de gaz à effet de serre. Dès lors, l’harmonisation de la communication des données améliorera la précision de la déclaration des émissions.

La précision de la méthode de calcul est fortement corrélée à la proportion de matières de base à forte intensité d'émission de gaz à effet de serre utilisée dans la production de carburant. Il est donc nécessaire d’harmoniser la communication des informations en ce qui concerne l’origine[14] et le lieu d’achat[15] du carburant. Cette communication d'informations doit, toutefois, respecter la législation de l’Union en vigueur concernant l’enregistrement des importations et des livraisons de pétrole brut dans l’UE[16]. 

Dans l’analyse qui sous-tend la présente proposition, le coût total supplémentaire par litre de carburant varie entre 0,03 et 0,04 centime d’euro suivant la méthode de calcul considérée. La plus forte augmentation serait constatée si les fournisseurs étaient tenus de déclarer des valeurs d'émission de gaz à effet de serre fondées sur les émissions spécifiques par fournisseur ou sur les émissions moyennes à l'échelle de l'Union par matière de base utilisée plutôt que sur une moyenne à l'échelle de l'Union par type de carburant pour toutes les matières de base. Il semble donc que la meilleure solution consisterait à ne pas exiger des fournisseurs qu'ils déclarent des valeurs d'émission de gaz à effets de serre spécifiques des matières de base. Par conséquent, selon la méthode proposée, les fournisseurs sont tenus de déclarer une intensité d'émission de gaz à effet de serre moyenne à l'échelle de l’Union par type de carburant.

L’article 7 bis, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE prévoit qu’un groupe de fournisseurs peut décider de se conformer conjointement aux obligations de réduction de 6 % et l’article 7 bis, paragraphe 5, point c), de ladite directive autorise la mise en place de «toute disposition nécessaire» à cet effet. Il convient donc d’harmoniser les définitions correspondant à l’identification du fournisseur, au volume de carburant ou d’énergie, au type de carburant ou d’énergie, au lieu d’achat et à l’origine du carburant ou de l’énergie mis sur le marché afin de faciliter l’utilisation d’un dispositif commun de communication des informations par les fournisseurs provenant de plusieurs États membres qui s'accordent pour faire rapport conjointement. En outre, afin d'éviter le double comptage en cas de rapport conjoint transfrontière de la part des fournisseurs, il convient d’harmoniser les rapports que les États membres présentent à la Commission afin que les informations requises se rapportant à chaque fournisseur formant un groupe de deux ou plusieurs fournisseurs provenant d’un ou de plusieurs États membres puissent être mises à la disposition des autorités de tous les États membres concernés.

Il convient que les États membres permettent aux fournisseurs de fonder leurs rapports sur des données recueillies en vertu d’autres dispositions législatives nationales ou de l’Union afin de réduire la charge administrative, pour autant que les exigences figurant à l’annexe IV soient respectées. Les textes législatifs de l'Union concernés sont, entre autres, le règlement (CE) n° 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[17], le 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[18], le règlement (CE) nº 1099/2008 concernant les statistiques de l'énergie[19], la 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[20], et leurs dispositions d'exécution ultérieures, ainsi que la décision 2007/589/CE de la Commission du 18 juillet 2007 définissant des lignes directrices pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil[21] et le règlement (CE) nº 2964/95 du Conseil instaurant un enregistrement dans la Communauté des importations et des livraisons de pétrole brut.

 Incidences financières

La compétitivité des entreprises de l’Union a également été traitée dans l’analyse d’impact. Aucune incidence significative sur les entreprises (notamment les raffineries) n'est apparemment à prévoir, en raison du fait que, selon l’analyse d’impact, les augmentations escomptées du prix à la pompe sont négligeables et que pratiquement tous ces coûts devraient être répercutés sur le consommateur.

2014/0286 (NLE)

Proposition de

DIRECTIVE DU CONSEIL

établissant des méthodes de calcul et des exigences en matière de rapports 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[22], 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 aux fournisseurs de carburants de communiquer des informations d’une précision suffisante pour que la Commission puisse procéder à une évaluation critique de la performance de ces fournisseurs au regard des obligations qui leur incombent au titre de l’article 7 bis, paragraphe 2, de la directive 98/70/CE. La méthode de calcul devrait garantir la précision des mesures 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 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'une source de carburant donnée («valeurs moyennes par défaut»), ce qui présente l'avantage de réduire la charge administrative des fournisseurs et des États membres. À ce stade, la méthode 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 communication d'informations applicables aux fournisseurs de carburants qui sont des petites et moyennes entreprises (PME) au sens de la recommandation 2003/61 de la Commission. De même, les importateurs d’essence et de diesel raffinés en dehors de l'UE 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 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, y compris lors des opérations de brûlage à la torche 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 de réductions d’émissions en amont par les fournisseurs de carburants, 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 de réduction en amont débutant après la date d'établissement de la norme de base visée à l'article 7 bis, paragraphe 5, point b), à savoir le 1er janvier 2011.

(4)       Les valeurs par défaut correspondant à la moyenne pondérée des émissions de gaz à effet de serre constituent une méthode simple permettant aux fournisseurs de carburants de déterminer la teneur en gaz à effet de serre du carburant qu'ils fournissent. Ces valeurs représentatives de la gamme de pétroles bruts de l'UE figurent, entre autres, dans la quatrième version du rapport «Well to Wheel» préparé par le consortium JEC, dans les études du Dr A. Brandt sur le bitume naturel et sur le schiste bitumeux commandées par la Commission européenne ainsi que dans les travaux que le International Council on Clean Transportation a entrepris pour la Commission européenne sur les émissions en amont dans le cadre du «système d'estimation des émissions de gaz à effet de serre de la production pétrolière» en lien avec les pétroles bruts consommés dans l'Union.

(5)       Il convient que les réductions des émissions de gaz à effet de serre liées aux émissions en amont dues au pétrole et au gaz soient estimées et validées conformément aux principes et aux normes internationales et notamment aux normes ISO 14064, ISO 14065 et ISO 14066.

(6)       L’article 7 bis, paragraphe 5, point b), de la directive 98/70/CE requiert l'établissement d’une méthode permettant de déterminer l'intensité globale d'émission de gaz à effet de serre des carburants d’origine non biologique utilisés dans l’Union en 2010 (la «norme de base des carburants»).  Il convient que la norme de base se fonde sur les volumes de diesel, d'essence, de gazole non routier, de gaz de pétrole liquéfié et de gaz naturel comprimé et utilise à cet effet les données officiellement déclarées à la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques en 2010. La norme de base des 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.

(7)       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 des 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 Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques.

(8)       La norme de base 2010 des carburants devrait être représentative de l'intensité moyenne d'émission de gaz à effet de serre en amont et de l'intensité moyenne d'émission de gaz à effet de serre des raffineries complexes pour les carburants fossiles. Par conséquent, le point de référence devrait être calculé sur la base des valeurs par défaut des différents carburants. La valeur d'émission correspondant à la norme de base des carburants devrait rester inchangée jusqu'en 2020 afin d'offrir une certaine sécurité juridique aux fournisseurs de carburants en ce qui concerne leurs obligations de réduction de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants qu'ils fournissent.

(9)       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. Conformément audit article, cette méthode devrait être compatible avec l'article 3, paragraphe 4, de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil[23]. À cette fin, il convient que le même facteur d'ajustement soit utilisé pour l'efficacité du groupe motopropulseur.

(10)     L'énergie électrique 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 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.

(11)     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 le volume de biocarburant obtenu 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 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. 

(12)     Il convient de compléter l'obligation de rapport incombant aux fournisseurs prévue à l’article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par un format harmonisé et des définitions 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 rapport incombant aux fournisseurs, ces données étant essentielles pour la méthode 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, le volume de carburant ou d’énergie mis sur le marché et le type de carburant ou d’énergie mis sur le marché.

(13)     Il y a lieu de compléter l'obligation de rapport incombant aux fournisseurs visée à l’article 7 bis, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE par des exigences harmonisées, par un format de rapport et par des définitions 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 en matière de rapports 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 98/70/CE et 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 comprennent le volume de carburant ou d’énergie mis 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.

(14)     Il convient que les États membres permettent aux fournisseurs de remplir leurs obligations de rapport 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.

(15)     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, du volume de carburant ou d’énergie mis 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 transfrontières des fournisseurs, il convient d’harmoniser les rapports que les États membres présentent à la Commission afin que les informations requises se rapportant à chaque fournisseur formant un groupe de deux ou plusieurs fournisseurs provenant d’un ou de plusieurs États membres puissent être mises à la disposition des autorités de tous les États membres concernés.

(16)     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 du 18 février 2002[24]. 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[25], ainsi que des exigences supplémentaires qu'elles imposent aux États membres en matière de rapports, il est nécessaire, par souci d'efficacité et d'harmonisation, de préciser clairement quelles sont les informations couvertes par l'obligation de rapport concernant les données relatives à la qualité des carburants prévue à l'article 8 de la directive 98/70/CE qui doivent être communiquées et également d'adopter un format pour la communication de ces données par les fournisseurs et les États membres.

(17)     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 et il convient dès lors que la Commission présente une proposition au Conseil conformément à l’article 5 bis, paragraphe 4, de la décision 2006/512/CE du Conseil.

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DIRECTIVE:

Article premier

Champ d'application

La présente directive s'applique, d'une part, aux carburants utilisés pour la propulsion des véhicules routiers et des engins mobiles non routiers (y compris les bateaux de navigation intérieure lorsqu’ils ne sont pas en mer), des tracteurs agricoles et forestiers et 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)         - «matière première de bitume naturel», toute source de matière première de raffinerie qui:

– 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)[26];

– 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;

– est conforme à la définition des sables bitumineux correspondant au code NC 2714 de la nomenclature combinée qui figure dans le règlement (CEE) n° 2658/87[27];

– 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)         - «matière première de 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 2658/8727. La mobilisation de la source de matière première s'effectue par extraction minière ou par drainage par gravité thermiquement assisté;

4)         - «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'American Society for Testing and Materials (ASTM) et ne correspondant pas à la définition du code NC 2714 figurant dans le règlement (CEE) nº 2658/8727.

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 rapport incombant aux fournisseurs de carburants

1.           Aux fins de l'article 7 bis, paragraphe 2, les États membres veillent à ce que les fournisseurs de carburants utilisent la méthode définie à l’annexe I 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.           Les États membres appliquent la méthode simplifiée figurant à l’annexe I de la présente directive aux fournisseurs de carburants qui sont des petites et moyennes entreprises.

Article 4

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

Aux fins de la vérification du respect par les fournisseurs de carburants 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'énergie électrique réalisées sur l'ensemble du cycle de vie à la norme de base des carburants établie 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 des dispositions 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 conformément au règlement (CE) nº 401/2009[28]. Les données sont transmises par les États membres par transfert électronique des données au référentiel de données (Central Data Repository) géré par l’Agence européenne pour l’environnement en utilisant le modèle élaboré sur la base de l’annexe IV et y figurant.

3.           Les données sont fournies chaque année selon le format 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 prises en application 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 [douze mois après la date d'adoption] et l'informent dans les meilleurs délais 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 [douze mois après la date d’adoption]. Ils communiquent immédiatement à la Commission le texte de ces dispositions.

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 couvert 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

Les États membres sont destinataires de la présente directive.

Fait à Bruxelles, le

                                                                       Par le Conseil

                                                                       Le président

[1]               Directive 2009/30/CE (JO L 140 du 5.6.2009, p. 88).

[2]               L’entité responsable du passage du carburant ou de l’électricité par un point de contrôle des produits soumis à accises, par exemple, le raffineur de pétrole.

[3]               https://circabc.europa.eu/faces/jsp/extension/wai/navigation/container.jsp tant en ce qui concerne les questions que les réponses

[4]               Le consortium JEC comprend le JRC, EUCAR et CONCAWE. La Commission ainsi que les industries automobile et pétrolière de l’UE participent donc à ces travaux. 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]             Définie comme la dénomination commerciale de la matière de base. À l’exception de la dénomination commerciale, les informations concernant le pétrole brut sont actuellement notifiées conformément au règlement (CEE) nº 2964/95 du Conseil et transmises chaque trimestre à la Commission selon des mesures de confidentialité strictes. La communication d'une «désignation» non descriptive est requise. La dénomination commerciale est une description plus précise qui est également plus largement reconnue et plus facile à relier aux émissions de gaz à effet de serre («GES»). Par conséquent, la liste des dénominations commerciales des pétroles bruts couramment utilisés sera incluse dans la mesure d’exécution.

[15]             Défini comme le pays et le nom de l’installation de traitement. Les États membres ont déjà accès à ces informations au titre de la législation en matière de droits de douane. En particulier, en vertu de l’article 37 du règlement (CE) nº 450/2008, toute information nécessaire concernant le pays d’origine d’un produit peut être exigée. L’origine est définie comme étant le lieu où le produit a subi sa dernière transformation substantielle. Les définitions spécifiques aux transformations des carburants figurent aux annexes 14 et 15 du règlement nº 2454/93 de la Commission.

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

[17]             JO L 197 du 29.7.2009, p. 24.

[18]             JO L 253 du 11.10.1993, p. 1.

[19]             JO L 304 du 14.11.2008, p. 1.          

[20]             JO L 140 du 5.6.2009, p. 16.

[21]             JO L 229 du 31.8.2007, p. 1.

[22]             JO L 350 du 28.12.1998, p. 58.

[23]             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).

[24]             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).

[25]             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).

[26]             American Society for Testing and Materials, http://www.astm.org/index.shtml

[27]             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 07.09.1987, p. 1).

[28]             Règlement (CE) n° 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 de carburants

Partie 1:

Lors du calcul de l’intensité d'émission de gaz à effet de serre des carburants et de l’énergie d'un fournisseur de carburant:

1. 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);

2. 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

3. 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 sont pas prises en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre.

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

Intensité d'émission de gaz à effet de serre d'un fournisseur (#) =  

dans laquelle:

(a) «#» est l’identification du fournisseur (personne tenue de s'acquitter des droits) définie dans le règlement (CE) nº 684/2009 comme le numéro d’accise de l’opérateur [numéro d’enregistrement SEED ou numéro d’identification à la TVA visés à l'annexe I, tableau 1, point 5 a), dudit règlement pour les codes de type de destination 1, 2, 3, 4, 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, 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:

La quantité de chaque carburant, par type de carburant,

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[1]. 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» du consortium JEC[2].

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. Le volume de biocarburants cotraité avec des carburants d’origine non biologique reflète l’état des biocarburants à l'issue du procédé de production. La quantité d’énergie du biocarburant cotraité est déterminée par le bilan énergétique et l’efficacité du procédé de cotraitement visé à l’annexe IV, 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.

Le volume des biocarburants fournis qui ne satisfont pas aux exigences de l’article 7 ter, paragraphe 1, de la directive 98/70/CE est comptabilisé 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[3].

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.

La quantité d’énergie électrique consommée

est la quantité d’électricité consommée par les véhicules routiers ou les motocycles qu’un fournisseur d’énergie communique à l’autorité compétente de l’État membre conformément à la formule suivante:

Énergie électrique consommée = distance parcourue (km) x efficacité de la consommation d’électricité (MJ/km).

(d) UER

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

Admissibilité

Les réductions volontaires d'émissions de gaz à effet de serre sur les lieux de production et d'extraction de pétrole et de gaz ne s'appliquent qu'à la partie des valeurs par défaut déterminées pour le pétrole, le diesel, le GNC ou le GPL qui correspond aux émissions en amont.

Les réductions des émissions de gaz à effet de serre en amont, 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 de carburants.

Les réductions des émissions de gaz à effet de serre en amont 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 réductions des émissions en amont n’auraient pas eu lieu en l'absence des obligations de rapport visées à l'article 7 bis.

Calculs

Les réductions d'émissions de gaz à effet de serre liées aux émissions en amont dues au pétrole et au gaz seront 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 et le règlement (UE) nº 601/2012. 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 unitaire du carburant «x», exprimée en gCO2eq/MJ. Les fournisseurs de carburants définissent l’intensité unitaire de chaque carburant comme suit:

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 unitaire 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. 

L'énergie électrique est calculée conformément à la partie 2, point 6, ci-dessous.

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 exigences de 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 ter, paragraphe 4, de la directive 98/70/CE couvrant l'article 7 bis 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 exigences de 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.

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 de carburants

(1) Réduction des émissions en amont (UER)

Afin que les réductions d'émissions en amont soient admissibles aux fins de la présente méthode, les fournisseurs de carburants communiquent à l’autorité désignée par les États membres:

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

ii) les réductions annuelles d'émissions, en gCO2eq;

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

iv)     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 4ème décimale;

v)      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;

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

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

viii)   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 de carburants détiennent l'information nécessaire i) 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 ou ii) en vertu de modalités d'échange d'informations convenues avec d'autres fournisseurs de carburants. Dans tous les autres cas, l’origine indique si le carburant est originaire de l’UE ou de pays tiers.

Les informations que les fournisseurs de carburants 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, la quantité en tonnes métriques du produit fini pour chaque type de matière de base produite dans l’installation de traitement correspondante au cours de l’année de référence est fournie.

(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.

(4) Petites et moyennes entreprises

Par dérogation, dans le cas des fournisseurs de carburants qui sont des petites et moyennes entreprises, l’«origine» et le «lieu d’achat» sont soit l’UE ou 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 minéraux bitumineux.

(5) Valeurs moyennes par défaut d'émission de gaz à effet de serre sur l'ensemble du cycle de vie pour 2010 en ce qui concerne les carburants autres que les biocarburants et l'énergie électrique

Source de matières premières et procédé || Type de carburant ou d’énergie 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 par étincelles || 73,6 || 73,6

Gaz naturel, mélange UE || Gaz comprimé pour moteur à allumage par étincelles || 69,3 || 69,3

Gaz naturel, mélange UE || Gaz liquéfié pour moteur à allumage par étincelles || 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 par étincelles || 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 dans une pile à combustible || 52,7 || 52,7

Déchets plastiques issus de matières de base fossiles || Pétrole, diesel ou gazole || 86 || 86

(6) Énergie électrique

Aux fins de la déclaration par les fournisseurs d’énergie de l’électricité consommée par les véhicules électriques et les motocycles, les États membres doivent 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 unitaires 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:

i)       règlement (CE) nº 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil du 22 octobre 2008 concernant les statistiques de l’énergie ou,

ii)      règlement (UE) nº 525/2013 du Parlement européen et du Conseil 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 ou,

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

(7) Dénomination commerciale de la matière de base

Pays || Dénomination commerciale de la matière de base || API || Soufre (% massique)

Abou Dhabi || Abu Al Bu Khoosh || 31,6 || 2

Abou Dhabi || Al Bunduq || 38,5 || 1,1

Abou Dhabi || Arzanah || 44 || 0

Abou Dhabi || Mubarraz || 38,1 || 0,9

Abou Dhabi || Murban || 40,5 || 0,8

Abou Dhabi || Murban Bottoms || 21,4 || Non disponible (n.d.)

Abou Dhabi || Top Murban || 21 || n.d.

Abou Dhabi || Umm Shaif (Abu Dhabi Marine) || 37,4 || 1,5

Abou Dhabi || Upper Zakum || 34,4 || 1,7

Abou Dhabi || Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine) || 40,6 || 1

Algérie || Algerian || 44 || 0,1

Algérie || Algerian Condensate || 64,5 || n.d.

Algérie || Algerian Condensate (Arzew) || 65,8 || 0

Algérie || Algerian Condensate (Bejaia) || 65,0 || 0

Algérie || Algerian Mix || 45,6 || 0,2

Algérie || Arzew || 44,3 || 0,1

Algérie || Hassi Messaoud || 42,8 || 0,2

Algérie || Hassi Ramal || 60 || 0,1

Algérie || Saharan Blend || 45,5 || 0,1

Algérie || Skikda || 44,3 || 0,1

Algérie || Top Algerian || 24,6 || n.d.

Algérie || Zarzaitine || 43 || 0,1

Angola || Cabinda || 31,7 || 0,2

Angola || Cavala-1 || 42,3 || n.d.

Angola || Dalia || 23,6 || 1,48

Angola || Gimboa || 23,7 || 0,65

Angola || Girassol || 31,3 || n.d.

Angola || Hungo || 28,8 || n.d.

Angola || Kissinje || 30,5 || 0,37

Angola || Kuito || 20 || n.d.

Angola || Malongo (North) || 30 || n.d.

Angola || Malongo (South) || 25 || n.d.

Angola || Malongo (West) || 26 || n.d.

Angola || Mandji || 29,5 || 1,3

Angola || Mondo || 28,8 || 0,44

Angola || Nemba || 38,5 || 0

Angola || Palanca || 40 || 0,14

Angola || Plutonio || 33,2 || 0,036

Angola || Saxi Batuque Blend || 33,2 || 0,36

Angola || Soyo Blend || 33,7 || 0,2

Angola || Sulele (South-1) || 38,7 || n.d.

Angola || Takula || 33,7 || 0,1

Angola || Xikomba || 34,4 || 0,41

Arabie saoudite || Berri (Yanbu) || 37,8 || 1,1

Arabie saoudite || Extra Light (Pers. Gulf) (Berri) || 37,8 || 1,1

Arabie saoudite || Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya) || 27,9 || 2,8

Arabie saoudite || Heavy (Yanbu) || 27,9 || 2,8

Arabie saoudite || Light (Pers. Gulf) || 33,4 || 1,8

Arabie saoudite || Light (Yanbu) || 33,4 || 1,2

Arabie saoudite || Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah) || 30,8 || 2,4

Arabie saoudite || Medium (Yanbu) || 30,8 || 2,4

Arabie saoudite || Medium (Zuluf/Marjan) || 31,1 || 2,5

Argentine || Canadon Seco || 27 || 0,2

Argentine || Escalante || 24 || 0,2

Argentine || Hidra || 51,7 || 0,05

Argentine || Medanito || 34,93 || 0,48

Argentine || Santa Cruz || 26,9 || n.d.

Argentine || Tierra del Fuego || 42,4 || n.d.

Arménie || Armenian Miscellaneous || n.d. || n.d.

Australie || Barrow île || 36,8 || 0,1

Australie || Buffalo Crude || 53 || n.d.

Australie || Cooper Basin || 45,2 || 0,02

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

Australie || Griffin || 55 || 0,03

Australie || Harriet || 38 || n.d.

Australie || Jabiru || 42,3 || 0,03

Australie || Jackson Blend || 41,9 || 0

Australie || Kooroopa (Jurassic) || 42 || n.d.

Australie || Northwest Shelf Condensate || 53,1 || 0

Australie || Saladin-3 (Top Barrow) || 49 || n.d.

Australie || Skua-3 (Challis Field) || 43 || n.d.

Australie || Talgeberry (Jurassic) || 43 || n.d.

Australie || Talgeberry (Up Cretaceous) || 51 || n.d.

Australie || Woodside Condensate || 51,8 || n.d.

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 || Benin Miscellaneous || n.d. || n.d.

Bénin || Seme || 22,6 || 0,5

Biélorussie || Belarus Miscellaneous || n.d. || n.d.

Bolivie || Bolivian Condensate || 58,8 || 0,1

Brésil || Albacora East || 19,8 || 0,52

Brésil || Brazil Polvo || 19,6 || 1,14

Brésil || Campos Basin || 20 || n.d.

Brésil || Garoupa || 30,5 || 0,1

Brésil || Marlim || 20 || n.d.

Brésil || Roncador || 28,3 || 0,58

Brésil || Roncador Heavy || 18 || n.d.

Brésil || Sergipano || 25,1 || 0,4

Brésil || Urucu (Upper Amazon) || 42 || n.d.

Brunei || Brunei Condensate || 65 || n.d.

Brunei || Brunei LS Blend || 32 || 0,1

Brunei || Champion || 24,4 || 0,1

Brunei || Champion Condensate || 65 || 0,1

Brunei || Champion Export || 23,9 || 0,12

Brunei || Seria Light || 36,2 || 0,1

Cameroun || Cameroon Miscellaneous || n.d. || n.d.

Cameroun || Ebome || 32,1 || 0,35

Cameroun || Kole Marine Blend || 34,9 || 0,3

Cameroun || Lokele || 21,5 || 0,5

Cameroun || Moudi Heavy || 21,3 || n.d.

Cameroun || Moudi Light || 40 || n.d.

Canada || Access || 22 || n.d.

Canada || Albian Heavy || 21 || n.d.

Canada || Albian Residuum Blend (ARB) || 20,03 || 2,62

Canada || Aurora Condensate || 65 || 0,3

Canada || Aurora Light || 39,5 || 0,4

Canada || BC Light || 40 || n.d.

Canada || Bells Hill Lake || 32 || n.d.

Canada || Boundary || 39 || n.d.

Canada || Bow River Heavy || 26,7 || 2,4

Canada || Canadian Common || 39 || 0,3

Canada || Canadian Common Condensate || 55 || n.d.

Canada || Canadian Federated || 39,4 || 0,3

Canada || Chauvin || 22 || 2,7

Canada || Christina Dilbit Blend || 21,0 || n.d.

Canada || Christina Lake || 20,5 || 3

Canada || Christina Lake Dilbit || 38,08 || 3,80

Canada || CNRL || 34 || n.d.

Canada || Cold Lake || 13,2 || 4,1

Canada || Cold Lake Blend || 26,9 || 3

Canada || Echo Blend || 20,6 || 3,15

Canada || Federated Light and Medium || 39,7 || 2

Canada || Fosterton || 21,4 || 3

Canada || Fosterton Condensate || 63 || n.d.

Canada || Gcos || 23 || n.d.

Canada || Gulf Alberta L & M || 35,1 || 1

Canada || Hibernia || 37,3 || 0,37

Canada || Husky Synthetic Blend || 31,91 || 0,11

Canada || Ipl Condensate || 55 || 0,3

Canada || Ipl-Mix Sour || 38 || 0,5

Canada || Ipl-Mix Sweet || 40 || 0,2

Canada || Koch Alberta || 34 || n.d.

Canada || Light Sour Blend || 35 || 1,2

Canada || Lloyd Blend || 22 || 2,8

Canada || Lloydminster || 20,7 || 2,8

Canada || Manyberries || 36,5 || n.d.

Canada || Midale || 29 || 2,4

Canada || Milk River Pipeline || 36 || 1,4

Canada || Northblend Nevis || 34 || n.d.

Canada || Panuke Condensate || 56 || n.d.

Canada || Peace River Condensate || 54,9 || n.d.

Canada || Peace River Heavy || 23 || n.d.

Canada || Peace River Light || 41 || n.d.

Canada || Peace River Medium || 33 || n.d.

Canada || Peace Sour || 33 || n.d.

Canada || Pembina || 33 || n.d.

Canada || Premium Albian Synthetic (PAS) || 35,5 || 0,04

Canada || Premium Albian Synthetic Heavy || 20,9 || n.d.

Canada || Rainbow Light and Medium || 40,7 || n.d.

Canada || Rangeland – South L & M || 39,5 || 0,5

Canada || Rangeland Condensate || 67,3 || n.d.

Canada || Reagan Field || 35 || 0,2

Canada || Redwater || 35 || n.d.

Canada || Sarnium Condensate || 57,7 || n.d.

Canada || Saskatchewan Light || 32,9 || n.d.

Canada || Seal Heavy(SH) || 19,89 || 4,54

Canada || Smiley-Coleville || 22,5 || 2,2

Canada || Suncor Synthetic A (OSA) || 33,61 || 0,178

Canada || Suncor Synthetic H (OSH) || 19,53 || 3,079

Canada || Sweet Mixed Blend || 38 || 0,5

Canada || Syncrude || 32 || 0,1

Canada || Synthetic Canada || 30,3 || 1,7

Canada || Terra Nova || 32,3 || n.d.

Canada || Wabasca || 23 || n.d.

Canada || Wainwright- Kinsella || 23,1 || 2,3

Canada || Waterton Condensate || 65,1 || n.d.

Canada || Western Canadian Blend || 19,8 || 3

Canada || Western Canadian Resid || 20,7 || n.d.

Canada || Western Canadian Select || 20,5 || 3,33

Canada || White Rose || 31,0 || 0,31

Charjah || Mubarek. Charjah || 37 || 0,6

Charjah || Sharjah Condensate || 49,7 || 0,1

Chili || Chile Miscellaneous || n.d. || n.d.

Chine || Beibu || n.d. || n.d.

Chine || Boz Hong || 17 || 0,282

Chine || Chengbei || 17 || n.d.

Chine || Liu Hua || 21 || n.d.

Chine || Lufeng || 34,4 || n.d.

Chine || Peng Lai || 21,8 || 0,29

Chine || Shengli || 24,2 || 1

Chine || Taching (Daqing) || 33 || 0,1

Chine || Wei Zhou || 39,9 || n.d.

Chine || Xi Xiang || 32,18 || 0,09

Chine || Xijiang || 28 || n.d.

Colombie || Cano Duya-1 || 28 || n.d.

Colombie || Cano-Limon || 30,8 || 0,5

Colombie || Casanare || 23 || n.d.

Colombie || Castilla Blend || 20,8 || 1,72

Colombie || Corocora-1 || 31,6 || n.d.

Colombie || Cupiaga || 43,11 || 0,082

Colombie || Cusiana || 44,4 || 0,2

Colombie || Lasmo || 30 || n.d.

Colombie || Onto || 35,3 || 0,5

Colombie || Orito || 34,9 || 0,5

Colombie || Putamayo || 35 || 0,5

Colombie || Rio Zulia || 40,4 || 0,3

Colombie || South Blend || 28,6 || 0,72

Colombie || Suria Sur-1 || 32 || n.d.

Colombie || Tunane-1 || 29 || n.d.

Colombie || Vasconia || 27,3 || 0,6

Congo (Brazzaville) || Djeno Blend || 26,9 || 0,3

Congo (Brazzaville) || Emeraude || 23,6 || 0,5

Congo (Brazzaville) || Nkossa || 47 || 0,03

Congo (Brazzaville) || Viodo Marina-1 || 26,5 || n.d.

Congo (Kinshasa) || Coco || 30,4 || 0,15

Congo (Kinshasa) || Congo/Zaire || 31,7 || 0,1

Congo (Kinshasa) || Muanda || 34 || 0,1

Côte d’Ivoire || Espoir || 31,4 || 0,3

Côte d’Ivoire || Lion Cote || 41,1 || 0,101

Danemark || Dan || 30,4 || 0,3

Danemark || Danish North Sea || 34,5 || 0,26

Danemark || Gorm || 33,9 || 0,2

Dubai || Dubai (Fateh) || 31,1 || 2

Dubai || Margham Light || 50,3 || 0

Égypte || Belayim || 27,5 || 2,2

Égypte || East Gharib (J-1) || 37,9 || n.d.

Égypte || East Zeit Mix || 39 || 0,87

Égypte || El Morgan || 29,4 || 1,7

Égypte || Geysum || 19,5 || n.d.

Égypte || Gulf of Suez Mix || 31,9 || 1,5

Égypte || Mango-1 || 35,1 || n.d.

Égypte || Rhas Budran || 25 || n.d.

Égypte || Rhas Gharib || 24,3 || 3,3

Égypte || Zeit Bay || 34,1 || 0,1

Équateur || Bogi-1 || 21,2 || n.d.

Équateur || Frontera-1 || 30,7 || n.d.

Équateur || Limoncoha-1 || 28 || n.d.

Équateur || Napo || 19 || 2

Équateur || Napo Light || 19,3 || n.d.

Équateur || Oriente || 29,2 || 1

Équateur || Quito || 29,5 || 0,7

Équateur || Santa Elena || 35 || 0,1

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 Dakota || Bakken || n.d. || n.d.

États-Unis Dakota || North Dakota Sweet || 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.

États-Unis Nouveau Mexique || Four Corners || n.d. || n.d.

États-Unis Texas || Eagle Ford || n.d. || n.d.

États-Unis Texas || WTI || n.d. || n.d.

États-Unis Utah || Covenant || n.d. || n.d.

Gabon || Etame Marin || 36 || n.d.

Gabon || Gabonian Miscellaneous || n.d. || n.d.

Gabon || Gamba || 31,8 || 0,1

Gabon || Lucina Marine || 39,5 || 0,1

Gabon || Mandji || 30,5 || 1,1

Gabon || Oguendjo || 35 || n.d.

Gabon || Olende || 17,6 || 1,54

Gabon || Rabi || 33,4 || 0,06

Gabon || Rabi Blend || 34 || n.d.

Gabon || Rabi Light || 37,7 || 0,15

Gabon || Rabi-Kouanga || 34 || 0,6

Gabon || T’Catamba || 44,3 || 0,21

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 || Alba Condensate || 55 || n.d.

Guinée équatoriale || Ceiba || 30,1 || 0,42

Guinée équatoriale || Zafiro || 30,3 || n.d.

Inde || Bombay High || 39,4 || 0,2

Indonésie || Ardjuna || 35,2 || 0,1

Indonésie || Arimbi || 31,8 || 0,2

Indonésie || Arun Condensate || 54,5 || n.d.

Indonésie || Attaka || 42,3 || 0,1

Indonésie || Ayu-1 || 34,3 || n.d.

Indonésie || Badak || 41,3 || 0,1

Indonésie || Bekapai || 40 || 0,1

Indonésie || Belida || 45,9 || 0

Indonésie || Bima || 22,5 || n.d.

Indonésie || Bunya || 31,7 || 0,1

Indonésie || Bunyu || 31,7 || 0,1

Indonésie || Camar || 36,3 || n.d.

Indonésie || Cinta || 33,4 || 0,1

Indonésie || Cinta Heavy || 27 || n.d.

Indonésie || Duri (Sumatran Heavy) || 21,1 || 0,2

Indonésie || Giti-1 || 33,6 || n.d.

Indonésie || Handil || 32,8 || 0,1

Indonésie || Intan || 32,8 || n.d.

Indonésie || Jatibarang || 29 || 0,1

Indonésie || Kakap || 46,6 || n.d.

Indonésie || Katapa || 52 || 0,1

Indonésie || Kerindigan || 21,6 || 0,3

Indonésie || Klamono || 18,7 || 1

Indonésie || Lalang || 40,4 || n.d.

Indonésie || Melahin || 24,7 || 0,3

Indonésie || Minas (Sumatron Light) || 34,5 || 0,1

Indonésie || Padang Isle || 34,7 || n.d.

Indonésie || Pamusian || 18,1 || 0,2

Indonésie || Poleng || 43,2 || 0,2

Indonésie || Salawati || 38 || 0,5

Indonésie || Sanga Sanga || 25,7 || 0,2

Indonésie || Sembakung || 37,5 || 0,1

Indonésie || Senipah || 51,9 || 0,03

Indonésie || Sepinggan || 37,9 || 0,9

Indonésie || Sepinggan - Yakin Mixed || 31,7 || 0,1

Indonésie || Sisi-1 || 40 || n.d.

Indonésie || Suri || 18,4 || 0,2

Indonésie || Udang || 38 || 0,1

Indonésie || Walio || 34,1 || 0,7

Indonésie || Widuri || 32 || 0,1

Iran || Aboozar (Ardeshir) || 26,9 || 2,5

Iran || Bahr/Nowruz || 25,0 || 2,5

Iran || Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend) || 27,1 || 2,5

Iran || Dorrood (Darius) || 33,6 || 2,4

Iran || Foroozan (Fereidoon) || 31,3 || 2,5

Iran || Iranian Heavy || 31 || 1,7

Iran || Iranian Light || 33,8 || 1,4

Iran || Iranian Miscellaneous || n.d. || n.d.

Iran || Rostam || 35,9 || 1,55

Iran || Salmon (Sassan) || 33,9 || 1,9

Iran || Sirri || 30,9 || 2,3

Iran || Soroosh (Cyrus) || 18,1 || 3,3

Iraq || Bai Hasson (Pers. Gulf) || 34,1 || 2,4

Iraq || Bai Hasson (Red Sea) || 34,1 || 2,4

Iraq || Bai Hasson (Turkey) || 34,1 || 2,4

Iraq || Basrah Heavy (Pers. Gulf) || 24,7 || 3,5

Iraq || Basrah Heavy (Red Sea) || 24,7 || 3,5

Iraq || Basrah Heavy (Turkey) || 24,7 || 3,5

Iraq || Basrah Light (Pers. Gulf) || 33,7 || 2

Iraq || Basrah Light (Red Sea) || 33,7 || 2

Iraq || Basrah Light (Turkey) || 33,7 || 2

Iraq || Basrah Medium (Pers. Gulf) || 31,1 || 2,6

Iraq || Basrah Medium (Red Sea) || 31,1 || 2,6

Iraq || Basrah Medium (Turkey) || 31,1 || 2,6

Iraq || FAO Blend || 27,7 || 3,6

Iraq || Kirkuk (Pers. Gulf) || 35,1 || 1,9

Iraq || Kirkuk (Red Sea) || 36,1 || 1,9

Iraq || Kirkuk (Turkey) || 36,1 || 1,9

Iraq || Kirkuk Blend (Pers. Gulf) || 35,1 || 2

Iraq || Kirkuk Blend (Red Sea) || 34 || 1,9

Iraq || Kirkuk Blend (Turkey) || 34 || 1,9

Iraq || Mishrif (Pers. Gulf) || 28 || n.d.

Iraq || Mishrif (Red Sea) || 28 || n.d.

Iraq || Mishrif (Turkey) || 28 || n.d.

Iraq || N. Rumalia (Pers. Gulf) || 34,3 || 2

Iraq || N. Rumalia (Red Sea) || 34,3 || 2

Iraq || N. Rumalia (Turkey) || 34,3 || 2

Iraq || Ras el Behar || 33 || n.d.

Iraq || Ratawi || 23,5 || 4,1

Kazakhstan || CPC Blend || 44,2 n.d. || 0,54

Kazakhstan || Kumkol || 42,5 || 0,07

Koweït || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4

Koweït || Magwa (Lower Jurassic) || 38 || n.d.

Koweït || Mina al Ahmadi (Kuwait Export) || 31,4 || 2,5

Libye || Amna (high pour) || 36,1 || 0,2

Libye || Brega || 40,4 || 0,2

Libye || Bu Attifel || 43,6 || 0

Libye || Bunker Hunt || 37,6 || 0,2

Libye || Dahra || 41 || 0,4

Libye || El Hofra || 42,3 || 0,3

Libye || El Sharara || 42,1 || 0,07

Libye || Sarir || 38,3 || 0,2

Libye || Sirtica || 43,3 || 0,43

Libye || Zueitina || 41,3 || 0,3

Libye || Zueitina Condensate || 65 || 0,1

Malaisie || Bekok || 49 || n.d.

Malaisie || Bintulu || 26,5 || 0,1

Malaisie || Dulang || 39 || 0,037

Malaisie || Labuan Blend || 33,2 || 0,1

Malaisie || Miri Light || 36,3 || 0,1

Malaisie || Pulai || 42,6 || n.d.

Malaisie || Tapis || 44,3 || 0,1

Malaisie || Tembungo || 37,5 || n.d.

Malaisie || Tembungo || 37,4 || 0

Mauritanie || Chinguetti || 28,2 || 0,51

Mexique || Altamira || 16 || n.d.

Mexique || Isthmus || 32,8 || 1,5

Mexique || Maya || 22 || 3,3

Mexique || Olmeca || 39 || n.d.

Mexique || Topped Isthmus || 26,1 || 1,72

Nigeria || Adanga || 35,1 || n.d.

Nigeria || Agbami || 47,2 || 0,044

Nigeria || Akpo || 45,17 || 0,06

Nigeria || Amenam Blend || 39 || 0,09

Nigeria || Antan || 35,2 || n.d.

Nigeria || Bomu || 33 || 0,2

Nigeria || Bonga || 28,1 || n.d.

Nigeria || Bonny Light || 36,7 || 0,1

Nigeria || Bonny Medium || 25,2 || 0,2

Nigeria || Brass Blend || 40,9 || 0,1

Nigeria || Brass River || 40,9 || 0,1

Nigeria || EA || 38 || n.d.

Nigeria || ERHA || 31,7 || 0,21

Nigeria || Escravos || 36,2 || 0,1

Nigeria || Forcados Blend || 29,7 || 0,3

Nigeria || Gilli Gilli || 47,3 || n.d.

Nigeria || Iyak-3 || 36 || n.d.

Nigeria || Okwori || 36,9 || n.d.

Nigeria || OSO || 47 || 0,06

Nigeria || Pennington || 36,6 || 0,1

Nigeria || Qua Iboe || 35,8 || 0,1

Nigeria || Ukpokiti || 42,3 || 0,01

Nigeria || Yoho || 39,6 || n.d.

Norvège || Draugen || 39,6 || n.d.

Norvège || Ekofisk || 43,4 || 0,2

Norvège || Gullfaks || 28,6 || 0,4

Norvège || Heidrun || 29 || n.d.

Norvège || Norne || 33,1 || 0,19

Norvège || Norwegian Forties || 37,1 || n.d.

Norvège || Oseberg || 32,5 || 0,2

Norvège || Sleipner Condensate || 62 || 0,02

Norvège || Statfjord || 38,4 || 0,3

Norvège || Tor || 42 || 0,1

Norvège || Troll || 28,3 || 0,31

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 || Bayovar || 22,6 || n.d.

Pérou || Carmen Central-5 || 20,7 || n.d.

Pérou || High Cold Test || 37,5 || n.d.

Pérou || Loreto || 34 || 0,3

Pérou || Low Cold Test || 34,3 || n.d.

Pérou || Mayna || 25,7 || n.d.

Pérou || Shiviyacu-23 || 20,8 || n.d.

Pérou || Talara || 32,7 || 0,1

Philippines || Nido || 26,5 || n.d.

Philippines || Philippines Miscellaneous || n.d. || n.d.

Qatar || Dukhan || 41,7 || 1,3

Qatar || Qatar Land || 41,4 || n.d.

Qatar || Qatar Marine || 35,3 || 1,6

Ras el Khaïmah || Rak Condensate || 54,1 || n.d.

Ras el Khaïmah || Ras Al Khaimah Miscellaneous || n.d. || n.d.

Royaume-Uni || Alba || 19,2 || n.d.

Royaume-Uni || Argyle || 38,6 || 0,2

Royaume-Uni || Auk || 37,2 || 0,5

Royaume-Uni || Beatrice || 38,7 || 0,05

Royaume-Uni || Beryl || 36,5 || 0,4

Royaume-Uni || Brae || 33,6 || 0,7

Royaume-Uni || Brent Blend || 38 || 0,4

Royaume-Uni || Buchan || 33,7 || 0,8

Royaume-Uni || Captain || 19,1 || 0,7

Royaume-Uni || Claymore || 30,5 || 1,6

Royaume-Uni || Cormorant. North || 34,9 || 0,7

Royaume-Uni || Cormorant. South (Cormorant “A”) || 35,7 || 0,6

Royaume-Uni || Dunlin || 34,9 || 0,4

Royaume-Uni || Flotta || 35,7 || 1,1

Royaume-Uni || Foinhaven || 26,3 || 0,38

Royaume-Uni || Forties || 36,6 || 0,3

Royaume-Uni || Fulmar || 40 || 0,3

Royaume-Uni || Harding || 20,7 || 0,59

Royaume-Uni || Heather || 33,8 || 0,7

Royaume-Uni || Hutton || 30,5 || 0,7

Royaume-Uni || Magnus || 39,3 || 0,3

Royaume-Uni || Maureen || 35,5 || 0,6

Royaume-Uni || Montrose || 40,1 || 0,2

Royaume-Uni || Murchison || 38,8 || 0,3

Royaume-Uni || N.W. Hutton || 36,2 || 0,3

Royaume-Uni || Ninian Blend || 35,6 || 0,4

Royaume-Uni || Piper || 35,6 || 0,9

Royaume-Uni || S.V. (Brent) || 36,7 || 0,3

Royaume-Uni || S.V. (Ninian) || 38 || 0,3

Royaume-Uni || Schiehallion || 25,8 || n.d.

Royaume-Uni || South Birch || 38,6 || n.d.

Royaume-Uni || Tartan || 41,7 || 0,6

Royaume-Uni || Tern || 35 || 0,7

Royaume-Uni || Thistle || 37 || 0,3

Royaume-Uni || Wytch Farm || 41,5 || n.d.

Russie || E4 (Gravenshon) || 19,84 || 1,95

Russie || E4 Heavy || 18 || 2,35

Russie || M100 || 17,6 || 2,02

Russie || M100 Heavy || 16,67 || 2,09

Russie || Purovsky Condensate || 64,1 || 0,01

Russie || Russian Export Blend || 32,5 || 1,4

Russie || Siberian Light || 37,8 || 0,4

Russie || Sokol || 39,7 || 0,18

Russie || Urals || 31 || 2

Singapour || Rantau || 50,5 || 0,1

Syrie || Omar || 36,5 || 0,1

Syrie || Omar Blend || 38 || n.d.

Syrie || Souedie || 24,9 || 3,8

Syrie || Syrian Light || 36 || 0,6

Syrie || Syrian Straight || 15 || n.d.

Syrie || Thayyem || 35 || n.d.

Tchad || Doba Blend (Early Production) || 24,8 || 0,14

Tchad || Doba Blend (Later Production) || 20,8 || 0,17

Thaïlande || Benchamas || 42,4 || 0,12

Thaïlande || Bualuang || 27 || n.d.

Thaïlande || Erawan Condensate || 54,1 || n.d.

Thaïlande || Nang Nuan || 30 || n.d.

Thaïlande || Sirikit || 41 || n.d.

Trinité-et-Tobago || Calypso Miscellaneous || 30,84 || 0,59

Trinité-et-Tobago || Galeota Mix || 32,8 || 0,3

Trinité-et-Tobago || Land/Trinmar || 23,4 || 1,2

Trinité-et-Tobago || Trintopec || 24,8 || n.d.

Tunisie || Ashtart || 29 || 1

Tunisie || El Borma || 43,3 || 0,1

Tunisie || Ezzaouia-2 || 41,5 || n.d.

Tunisie || Zarzaitine || 41,9 || 0,1

Turquie || Turkish Miscellaneous || n.d. || n.d.

Ukraine || Ukraine Miscellaneous || n.d. || n.d.

Venezuela || 102 Tj (25) || 25 || 1,6

Venezuela || Aguasay || 41,1 || 0,3

Venezuela || Anaco || 43,4 || 0,1

Venezuela || Anaco Wax || 41,5 || 0,2

Venezuela || Bach/Cueta Mix || 24 || 1,2

Venezuela || Bachaquero || 16,8 || 2,4

Venezuela || Bachaquero 13 || 13 || 2,7

Venezuela || Barinas || 26,2 || 1,8

Venezuela || BCF Blend || 34 || 1

Venezuela || BCF-21.9 || 21,9 || n.d.

Venezuela || BCF22 || 21,1 || 2,11

Venezuela || BCF-23 || 23 || 1,9

Venezuela || BCF-24 || 23,5 || 1,9

Venezuela || BCF-31 || 31 || 1,2

Venezuela || BCF-Bach/Lag17 || 16,8 || 2,4

Venezuela || BCF-Bach/Lag21 || 20,4 || 2,1

Venezuela || BCF-Heavy || 16,7 || n.d.

Venezuela || BCF-Medium || 22 || n.d.

Venezuela || Bolival Coast || 23,5 || 1,8

Venezuela || Bombai || 19,6 || 1,6

Venezuela || Boscan || 10,1 || 5,5

Venezuela || Cabimas || 20,8 || 1,8

Venezuela || Caripito Blend || 17,8 || n.d.

Venezuela || Cento Lago || 36,9 || 1,1

Venezuela || Cerro Negro || 15 || n.d.

Venezuela || Ceuta || 31,8 || 1,2

Venezuela || Ceuta – 28 || 28 || 1,6

Venezuela || Ceuta/Bach 18 || 18,5 || 2,3

Venezuela || Corocoro || 24 || n.d.

Venezuela || Corridor Block || 26,9 || 1,6

Venezuela || Cretaceous || 42 || 0,4

Venezuela || Curazao Blend || 18 || n.d.

Venezuela || Furrial-2 (E. Venezuela) || 27 || n.d.

Venezuela || Guafita || 28,6 || 0,73

Venezuela || Guanipa || 30 || 0,7

Venezuela || Hamaca || 26 || 1,55

Venezuela || Hombre Pintado || 29,7 || 0,3

Venezuela || Jobo (Monagas) || 12,6 || 2

Venezuela || La Rosa Medium || 25,3 || 1,7

Venezuela || Lago Light || 41,2 || 0,4

Venezuela || Lago Medio || 31,5 || 1,2

Venezuela || Lago Mix Med. || 23,4 || 1,9

Venezuela || Lagocinco || 36 || 1,1

Venezuela || Lagomar || 32 || 1,2

Venezuela || Lagotreco || 29,5 || 1,3

Venezuela || Laguna || 11,2 || 0,3

Venezuela || Laguna/Ceuta Mix || 18,1 || n.d.

Venezuela || Lagunillas || 17,8 || 2,2

Venezuela || Lama Lamar || 36,7 || 1

Venezuela || Larosa/Lagun || 23,8 || 1,8

Venezuela || Leona || 24,1 || 1,5

Venezuela || Mara 16/18 || 16,5 || 3,5

Venezuela || Mariago || 27 || 1,5

Venezuela || Menemoto || 19,3 || 2,2

Venezuela || Merey || 17,4 || 2,2

Venezuela || Mesa || 29,2 || 1,2

Venezuela || Mesa-Recon || 28,4 || 1,3

Venezuela || Monogas || 15,9 || 3,3

Venezuela || Morichal || 10,6 || n.d.

Venezuela || Morichal 16 || 16 || n.d.

Venezuela || Officina || 35,1 || 0,7

Venezuela || Oficina/Mesa || 32,2 || 0,9

Venezuela || Oritupano || 19 || 2

Venezuela || Pedenales || 20,1 || n.d.

Venezuela || Petrozuata || 19,5 || 2,69

Venezuela || Pilon || 13,8 || 2

Venezuela || Quiriquire || 16,3 || n.d.

Venezuela || Recon (Venez) || 34 || n.d.

Venezuela || Ruiz || 32,4 || 1,3

Venezuela || San Joaquin || 42 || 0,2

Venezuela || Santa Barbara || 36,5 || n.d.

Venezuela || Santa Rosa || 49 || 0,1

Venezuela || Sylvestre || 28,4 || 1

Venezuela || Taparito || 17 || n.d.

Venezuela || Temblador || 23,1 || 0,8

Venezuela || Tia Juana Light || 32,1 || 1,1

Venezuela || Tia Juana Med 26 || 24,8 || 1,6

Venezuela || Tia Juana Pesado (Heavy) || 12,1 || 2,7

Venezuela || Tigre || 24,5 || n.d.

Venezuela || Tjl Cretaceous || 39 || 0,6

Venezuela || Tucipido || 36 || 0,3

Venezuela || Tucupita || 17 || n.d.

Venezuela || Venez Lot 17 || 36,3 || 0,9

Venezuela || Zuata 10 || 15 || n.d.

Venezuela || Zuata 20 || 25 || n.d.

Venezuela || Zuata 30 || 35 || n.d.

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

Yemen || 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 || Burgan (Wafra) || 23,3 || 3,4

Zone neutre || Eocene (Wafra) || 18,6 || 4,6

Zone neutre || Hout || 32,8 || 1,9

Zone neutre || Khafji || 28,5 || 2,9

Zone neutre || Khafji Blend || 23,4 || 3,8

Zone neutre || Neutral Zone Mix || 23,1 || n.d.

Zone neutre || Ratawi || 23,5 || 4,1

Autre || Schistes bitumineux || n.d. || n.d.

Autre || Huile de schiste || 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.

Annexe II

Calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de référence pour les carburants fossiles

Méthode

(a) L'intensité d'émission de gaz à effet de serre de référence se calcule sur la base de la consommation moyenne de pétrole, de diesel, de gazole, de LPG et de GNL (carburants fossiles) de l'Union:

Calcul de l'intensité d'émission de gaz à effet de serre de référence

=    où:

«x» représente les différents carburants et vecteurs d'énergie relevant de la directive, tels que définis dans le tableau ci-dessous:

GHGix est l'intensité d'émission de gaz à effet de serre unitaire de la quantité annuelle de carburant x ou de vecteur 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 x 106 || Déclarations 2010 des États membres au titre de la CCNUCC

Gazole non routier || 240 763 x 106

Pétrole || 3 844 356 x 106

LPG || 217 563 x 106

GNC || 51 037 x 106

Intensité d'émission de gaz à effet de serre

L'intensité d'émission de gaz à effet de serre pour 2010 est de: 94,1 gCO2eq/MJ

Annexe III

Rapport des États membres à la Commission

1.           Les États membres communiquent les données énumérées au point 3, au plus tard le 30 juin de chaque année. Les données doivent être transmises pour tous les types de carburants et d'énergie mis sur le marché dans les États membres. 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 sont communiquées séparément pour les carburants ou l'énergie mis sur le marché par des fournisseurs dans un État membre (y compris des fournisseurs opérant conjointement dans un même État membre) et conjointement par plusieurs fournisseurs («fournisseurs conjoints inter-États membres») pour les carburants ou l'énergie mis sur le marché d'au moins deux États membres. Les données communiquées par des fournisseurs conjoints inter-États membres doivent être ventilées par État membre de chacun des fournisseurs.

3.           Pour chaque carburant, les États membres présentent 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 d'énergie électrique;

(c) intensité d'émission de gaz à effet de serre;

(d) réductions des émissions en amont;

(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

Carburant - fournisseurs conjoints

Électricité

Origine – Fournisseurs individuels8

Origine – Fournisseurs conjoints8

Lieu d'achat9

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

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 4 a);

2. La quantité de carburant est définie à l'annexe I, partie 1, point 4 c);

3. La densité API 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 4 e);

5. La réduction des émissions en amont est définie à l'annexe I, partie 1, point 4 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 4 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. Le volume total peut dépasser le volume total de carburant et d'énergie électrique effectivement consommés car cette somme peut inclure des volumes correspondant à des fournisseurs faisant rapport conjointement avec des fournisseurs d'autres États membres.

[1]               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).

[2]               http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf

[3]               JO L 140 du 5.6.2009, p. 1.