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Document 32015L0652

Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates vom 20. April 2015 zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen

OJ L 107, 25.4.2015, p. 26–67 (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)

In force

ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2015/652/oj

25.4.2015   

DE

Amtsblatt der Europäischen Union

L 107/26


RICHTLINIE (EU) 2015/652 DES RATES

vom 20. April 2015

zur Festlegung von Berechnungsverfahren und Berichterstattungspflichten gemäß der Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen

DER RAT DER EUROPÄISCHEN UNION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Richtlinie 98/70/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 1998 über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Änderung der Richtlinie 93/12/EWG des Rates (1), insbesondere auf Artikel 7a Absatz 5,

auf Vorschlag der Europäischen Kommission,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1)

Das gemäß Artikel 7a Absatz 5 der Richtlinie 98/70/EG einzurichtende Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasemissionen von Kraftstoffen und anderen Energieträgern aus nicht-biogenen Quellen sollte zu einer hinreichend genauen Berichterstattung führen, so dass die Kommission kritisch die Leistung von Anbietern bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 der genannten Richtlinie bewerten kann. Das Berechnungsverfahren sollte Genauigkeit sicherstellen und gleichzeitig die Komplexität der damit verbundenen Verwaltungserfordernisse berücksichtigen. Darüber hinaus sollte es den Anbietern Anreize dafür geben, die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu verringern. Außerdem sollte sorgfältig geprüft werden, wie sich das Berechnungsverfahren auf Raffinerien in der Union auswirkt. Deswegen sollte sich das Berechnungsverfahren auf die durchschnittlichen Treibhausgasintensitäten stützen, die einem für einen bestimmten Kraftstoff typischen Industriedurchschnitt entsprechen. Der Vorteil dabei wäre ein geringerer Verwaltungsaufwand für Anbieter und Mitgliedstaaten. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt sollte das vorgeschlagene Berechnungsverfahren keine Differenzierung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen auf der Grundlage der Rohstoffquelle erfordern, da dies den laufenden Investitionen in bestimmte Raffinerien in der Union abträglich wäre.

(2)

Die Berichterstattungspflichten von Anbietern, die kleine oder mittlere Unternehmen (KMU) im Sinne der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission (2) sind, sollten so gering, wie im Rahmen von Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG möglich, gehalten werden. Ebenso sollten die Einführer von außerhalb der Union raffinierten Otto- und Dieselkraftstoffen nicht verpflichtet sein, detaillierte Informationen zu den Quellen der Rohöle, aus denen diese Kraftstoffe hergestellt wurden, zu übermitteln, da diese Angaben möglicherweise nicht vorliegen oder schwierig zu beschaffen sind.

(3)

Um Anreize für weitere Reduktionen der Treibhausgasemissionen zu schaffen, sollten Einsparungen, die für Upstream-Emissions-Reduktionen (UER), einschließlich solcher aus dem Abfackeln und Entgasen, geltend gemacht werden, in die Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen der Anbieter einbezogen werden. Damit die Anbieter leichter UER geltend machen können, sollte für die Berechnung und Zertifizierung von Emissionsreduktionen der Einsatz unterschiedlicher Systeme zugelassen werden. In Betracht kommen sollten nur UER-Projekte, die nach Festsetzung des Kraftstoffbasiswerts in Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG, also nach dem 1. Januar 2011, beginnen.

(4)

Gewichtete durchschnittliche Treibhausgasstandardwerte, die die in der Union verbrauchten Rohöle repräsentieren, bieten ein einfaches Berechnungsverfahren, nach dem die Anbieter den Treibhausgasgehalt der von ihnen gelieferten Kraftstoffe bestimmen können.

(5)

UER sollten nach Grundsätzen und Normen geschätzt und validiert werden, die in internationalen Normen, insbesondere ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066 enthalten sind.

(6)

Es ist außerdem angezeigt, den Mitgliedstaaten die Umsetzung von Rechtsvorschriften über UER, einschließlich aus dem Abfackeln und Entgasen, zu erleichtern. Zu diesem Zweck sollten unter der Leitung der Kommission nichtlegislative Leitlinien zu Ansätzen erstellt werden, mit denen solche UER (einschließlich der Verringerung des Abfackelns und Entgasens an Förderstätten) quantifiziert, überprüft, validiert, überwacht und gemeldet werden, bevor der in Artikel 7 dieser Richtlinie festgelegte Umsetzungszeitraum abläuft.

(7)

Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe b der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren geschaffen werden, nach dem auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen der Basiswert im Jahr 2010 bestimmt wird. Der Kraftstoffbasiswert sollte sich auf die verbrauchten Mengen von Diesel- und Ottokraftstoff, Gasöl für mobile Maschinen und Geräte, Flüssiggas (LPG) und komprimiertem Erdgas (CNG) stützen und die Daten heranziehen, die im Jahr 2010 von den Mitgliedstaaten offiziell an die Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen (im Folgenden „UNFCCC“) weitergegeben wurden. Der Kraftstoffbasiswert sollte nicht die fossile Vergleichsgröße sein, die verwendet wird, um die Einsparungen von Treibhausgasemissionen aus Biokraftstoffen zu berechnen; diese sollte wie in Anhang IV der Richtlinie 98/70/EG festgelegt bestehen bleiben.

(8)

Da sich die Zusammensetzung des maßgeblichen fossilen Kraftstoffmixes von einem Jahr zum anderen nur wenig ändert, wird auch die aggregierte Veränderung der Treibhausgasintensität fossiler Kraftstoffe im Laufe der Jahre gering sein. Daher sollten dem Kraftstoffbasiswert die durchschnittlichen EU-Verbrauchswerte aus dem Jahr 2010 zugrunde gelegt werden, welche die Mitgliedstaaten an die UNFCCC übermittelt haben.

(9)

Der Kraftstoffbasiswert sollte eine durchschnittliche Intensität für die Upstream-Treibhausgasemissionen und die Intensität eines Kraftstoffs einer Raffinerie für fossile Kraftstoffe mit einer durchschnittlichen Komplexität darstellen. Deswegen sollte der Kraftstoffbasiswert anhand des durchschnittlichen Standardwerts für den jeweiligen Kraftstoff berechnet werden. Der Kraftstoffbasiswert sollte im Zeitraum bis 2020 nicht geändert werden, um den Anbietern Rechtssicherheit in Bezug auf ihre Verpflichtungen zur Minderung der Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe zu bieten.

(10)

Gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe d der Richtlinie 98/70/EG muss ein Verfahren zur Berechnung des Beitrags von Straßenfahrzeugen mit Elektroantrieb zur Reduktion von Lebenszyklustreibhausgasemissionen festgelegt werden. Jenem Artikel zufolge sollte das Berechnungsverfahren mit Artikel 3 Absatz 4 der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (3) vereinbar sein. Um die Vereinbarkeit zu gewährleisten, sollte derselbe Anpassungsfaktor für die Antriebsstrangeffizienz verwendet werden.

(11)

Die Anbieter können gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG den für die Verwendung im Straßenverkehr gelieferten elektrischen Strom in ihren jährlichen Berichten an die Mitgliedstaaten angeben. Zur Begrenzung der Verwaltungskosten empfiehlt es sich, das Berechnungsverfahren für die Zwecke der Berichterstattung durch die Anbieter auf eine Schätzung und nicht auf eine tatsächliche Messung des Stromverbrauchs durch ein Straßenfahrzeug oder Motorrad mit Elektroantrieb zu stützen.

(12)

Es ist angezeigt, für die Fälle, in denen ein Biokraftstoff und ein fossiler Kraftstoff im selben Verfahren verarbeitet werden, ein ausführliches Konzept für die Schätzung der Menge und der Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen vorzusehen. Ein spezielles Verfahren ist deshalb erforderlich, weil die resultierende Biokraftstoffmenge nicht gemessen werden kann, wie beispielsweise bei der gemeinsamen Hydrierung von pflanzlichen Ölen mit einem fossilen Kraftstoff. Artikel 7d Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG bestimmt, dass die Lebenszyklustreibhausgasemissionen von Biokraftstoffen für die Zwecke des Artikels 7a und des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG nach demselben Verfahren berechnet werden. Deswegen ist die Zertifizierung von Treibhausgasemissionen im Rahmen anerkannter freiwilliger Systeme sowohl für die Zwecke des Artikels 7a als auch für die Zwecke des Artikels 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG gültig.

(13)

Die Berichterstattungspflicht der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollte durch ein harmonisiertes Format und harmonisierte Definitionen der zu übermittelnden Daten ergänzt werden. Da die Daten wichtig sind für das harmonisierte Berechnungsverfahren gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe a der Richtlinie 98/70/EG, müssen die Definitionen der Daten harmonisiert werden, damit im Zusammenhang mit den Berichterstattungspflichten eines einzelnen Anbieters die Treibhausgasintensität ordnungsgemäß berechnet werden kann. Diese Daten umfassen die Kennung des Anbieters sowie die Menge und die Art der in Verkehr gebrachten Kraftstoffe oder Energieträger.

(14)

Die Berichterstattungspflichten der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG sollten durch harmonisierte Anforderungen an die Berichterstattung, ein Berichterstattungsformat und harmonisierte Definitionen für die Berichterstattung der Mitgliedstaaten an die Kommission zur Treibhausgasbilanz der in der Union verbrauchten Kraftstoffe ergänzt werden. Diese Berichterstattungspflichten ermöglichen es insbesondere, die in Anhang IV Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 98/70/EG und in Anhang V Teil C Ziffer 19 der Richtlinie 2009/28/EG beschriebene fossile Vergleichsgröße für Kraftstoffe zu aktualisieren, sie erleichtern die Berichterstattung gemäß Artikel 8 Absatz 3 und Artikel 9 Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG und sie erleichtern die Anpassung des Berechnungsverfahrens an den technischen und wissenschaftlichen Fortschritt, so dass sichergestellt ist, dass es den verfolgten Zweck erfüllt. Die betreffenden Daten sollten die in Verkehr gebrachte Kraftstoff- oder Energiemenge, die Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, den Erwerbsort und den Ursprung des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers einschließen.

(15)

Um den Verwaltungsaufwand zu verringern, ist es sachdienlich, dass die Mitgliedstaaten den Anbietern erlauben, die Berichterstattungspflichten durch Verwendung gleichwertiger Daten zu erfüllen, die im Rahmen anderer Vorschriften des Unionsrechts oder nationaler Rechtsvorschriften erhoben wurden, sofern die Berichterstattung gemäß den Anforderungen in Anhang IV und den Begriffsbestimmungen in den Anhängen I und III erfolgt.

(16)

Um Gruppen von Anbietern gemäß Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG die Berichterstattung zu erleichtern, können gemäß Artikel 7a Absatz 5 Buchstabe c der genannten Richtlinie die für die Anwendung von Absatz 4 erforderlichen Vorschriften erlassen werden. Da die einzelnen Anbieter verschiedene Kraftstoffe in unterschiedlichen Anteilen in Verkehr bringen und deswegen möglicherweise in unterschiedlichem Maß Ressourcen mobilisieren müssen, um das Treibhausgasminderungsziel zu erreichen, sollte die Berichterstattung erleichtert werden, um eine Störung der physischen Verbringung von Kraftstoffen zu vermeiden. Es ist daher notwendig, die Begriffsbestimmungen der Kennung des Anbieters, der in Verkehr gebrachten Kraftstoff- oder Energiemenge, der Art des Kraftstoffs und des Energieträgers, des Orts des Erwerbs und des Ursprungs des in Verkehr gebrachten Kraftstoffs oder Energieträgers zu harmonisieren. Um bei gemeinsamer Berichterstattung der Anbieter gemäß Artikel 7a Absatz 4 eine Doppelerfassung zu vermeiden, empfiehlt es sich außerdem, die Umsetzung der Verfahren zur Berechnung und die Berichterstattung in den Mitgliedstaaten einschließlich der Berichterstattung an die Kommission so zu harmonisieren, dass sich die erforderlichen Angaben einer Gruppe von Anbietern auf einen spezifischen Mitgliedstaat beziehen.

(17)

Gemäß Artikel 8 Absatz 3 der Richtlinie 98/70/EG müssen die Mitgliedstaaten jährlich einen Bericht über die nationalen Daten zur Kraftstoffqualität für das vorangegangene Kalenderjahr vorlegen, der dem Muster entspricht, das in der Entscheidung 2002/159/EG der Kommission (4) festgelegt wurde. Um die durch die Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (5) vorgenommenen Änderungen der Richtlinie 98/70/EG und die damit verbundenen zusätzlichen Berichterstattungspflichten der Mitgliedstaaten abzudecken und im Interesse der Effizienz und Harmonisierung ist es notwendig, klar zu bestimmen, welche Angaben übermittelt werden sollten, und ein Muster für die Übermittlung dieser Daten durch die Anbieter und die Mitgliedstaaten festzulegen.

(18)

Die Kommission legte dem mit der Richtlinie 98/70/EG eingesetzten Ausschuss am 23. Februar 2012 einen Entwurf einer Maßnahme vor. Der Ausschuss konnte keine Stellungnahme mit der erforderlichen qualifizierten Mehrheit abgeben. Daher sollte die Kommission gemäß Artikel 5a Absatz 4 des Beschlusses 1999/468/EG des Rates (6) dem Rat einen Vorschlag unterbreiten —

HAT FOLGENDE RICHTLINIE ERLASSEN:

Artikel 1

Gegenstand — Geltungsbereich

(1)   Mit dieser Richtlinie werden Vorschriften zu den Verfahren der Berechnung und den Berichterstattungspflichten nach der Richtlinie 98/70/EG festgelegt.

(2)   Diese Richtlinie gilt für Kraftstoffe, die für den Antrieb von Straßenkraftfahrzeugen, mobilen Maschinen und Geräten (einschließlich nicht auf See befindlicher Binnenschiffe) sowie von land- und forstwirtschaftlichen Zugmaschinen und nicht auf See befindlichen Sportbooten verwendet werden, und für in Straßenfahrzeugen verwendeten elektrischen Strom.

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieser Richtlinie und zusätzlich zu den in der Richtlinie 98/70/EG bereits enthaltenen Begriffsbestimmungen bezeichnet der Ausdruck

1.

„Upstream-Emissionen“ sämtliche Treibhausgasemissionen, die entstanden sind, bevor der Rohstoff in eine Raffinerie oder Verarbeitungsanlage gelangte, in der der in Anhang I genannte Kraftstoff hergestellt wurde;

2.

„Naturbitumen“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe,

a)

die in einer Lagerstättenformation am Förderort einen API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) von höchstens 10, gemessen mit dem Testverfahren D287 der „American Society for Testing and Materials“ (ASTM) (7), aufweisen;

b)

die eine jährliche Durchschnittsviskosität bei Lagerstättentemperatur haben, die höher ist als die durch die Gleichung Viskosität (in Centipoise) = 518,98e-0,038T berechnete Viskosität; dabei ist T die Temperatur in Grad Celsius;

c)

die unter die Definition für bituminöse Sande des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates (8) fallen und

d)

deren Rohstoffquelle durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen wird, wobei die Wärmeenergie hauptsächlich aus anderen Quellen als der Rohstoffquelle selbst gewonnen wird;

3.

„Ölschiefer“ jede Quelle für Raffinerierohstoffe innerhalb einer Felsformation, die festes Kerogen enthält und die unter die Definition für ölhaltigen Schiefer des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt. Die Rohstoffquelle wird durch Bergbau oder thermisch unterstützte Schwerkraftdrainage erschlossen;

4.

„Kraftstoffbasiswert“ einen Kraftstoffbasiswert auf der Grundlage der Lebenszyklustreibhausgasemissionen pro Energieeinheit aus fossilen Kraftstoffen im Jahr 2010;

5.

„konventionelles Rohöl“ jeden Raffinerierohstoff, der in einer Lagerstättenformation am Ursprungsort einen API-Grad von mehr als 10, gemessen mit dem ASTM-Testverfahren D287, aufweist und nicht unter die Definition des KN-Codes 2714 gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 fällt.

Artikel 3

Verfahren zur Berechnung der Treibhausgasintensität von gelieferten Kraftstoffen und Energie, mit Ausnahme von Biokraftstoffen, und zur Berichterstattung durch die Anbieter

(1)   Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass die Anbieter die Treibhausgasintensität der von ihnen gelieferten Kraftstoffe nach dem Berechnungsverfahren gemäß Anhang I der vorliegenden Richtlinie bestimmen.

(2)   Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 1 Unterabsatz 2 und von Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG verlangen die Mitgliedstaaten von den Anbietern, bei der Datenübermittlung die Begriffsbestimmungen und das Berechnungsverfahren in Anhang I der vorliegenden Richtlinie heranzuziehen. Die Daten werden jährlich mithilfe des Musters in Anhang IV übermittelt.

(3)   Für die Zwecke von Artikel 7a Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG stellt jeder Mitgliedstaat sicher, dass eine Gruppe von Anbietern, die sich dafür entscheidet, als ein einzelner Anbieter zu gelten, ihre Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 innerhalb des betreffenden Mitgliedstaats erfüllt.

(4)   Bei Anbietern, die KMU sind, wenden die Mitgliedstaaten das vereinfachte Verfahren gemäß Anhang I der vorliegenden Richtlinie an.

Artikel 4

Berechnung des Kraftstoffbasiswerts und der Reduktion der Treibhausgasintensität

Zur Überprüfung der Einhaltung der Verpflichtungen gemäß Artikel 7a Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG durch die Anbieter verlangen die Mitgliedstaaten von diesen, die von ihnen erzielten Verringerungen der Lebenszyklustreibhausgasemissionen aus Kraftstoffen und elektrischem Strom mit dem Kraftstoffbasiswert gemäß Anhang II der vorliegenden Richtlinie zu vergleichen.

Artikel 5

Berichterstattung durch die Mitgliedstaaten

(1)   Im Rahmen der Berichterstattung an die Kommission gemäß Artikel 8 Absatz 3 der Richtlinie 98/70/EG übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission Daten zur Einhaltung von Artikel 7a der genannten Richtlinie nach Maßgabe von Anhang III der vorliegenden Richtlinie.

(2)   Die Mitgliedstaaten verwenden bei der Vorlage der Daten nach Anhang III die gemäß der Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (9) zur Verfügung gestellten ReportNet-Anwendungen der Europäischen Umweltagentur. Die Mitgliedstaaten übermitteln die Daten elektronisch an das von der Europäischen Umweltagentur verwaltete zentrale Datenarchiv.

(3)   Die Daten werden jährlich unter Verwendung des in Anhang IV vorgegebenen Musters übermittelt. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Übermittlungszeitpunkt und den Namen der Kontaktperson in der Behörde mit, die für die Überprüfung der Daten und ihre Übermittlung an die Kommission zuständig ist.

Artikel 6

Sanktionen

Die Mitgliedstaaten legen fest, welche Sanktionen bei einem Verstoß gegen die nationalen Vorschriften zur Umsetzung dieser Richtlinie zu verhängen sind, und treffen alle Maßnahmen, die notwendig sind, um deren Durchsetzung zu gewährleisten. Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Bestimmungen bis zum 21. April 2017 mit und unterrichten sie unverzüglich über alle späteren Änderungen dieser Bestimmungen.

Artikel 7

Umsetzung

(1)   Die Mitgliedstaaten setzen die Rechts und Verwaltungsvorschriften in Kraft, die erforderlich sind, um dieser Richtlinie spätestens bis zum 21. April 2017 nachzukommen. Sie setzen die Kommission unverzüglich davon in Kenntnis.

(2)   Wenn die Mitgliedstaaten diese Vorschriften erlassen, nehmen sie in den Vorschriften selbst oder durch einen Hinweis bei der amtlichen Veröffentlichung auf diese Richtlinie Bezug. Die Mitgliedstaaten regeln die Einzelheiten der Bezugnahme.

(3)   Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Wortlaut der wichtigsten nationalen Rechtsvorschriften mit, die sie auf dem unter diese Richtlinie fallenden Gebiet erlassen.

Artikel 8

Inkrafttreten

Diese Richtlinie tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.

Artikel 9

Adressaten

Diese Richtlinie ist an die Mitgliedstaaten gerichtet.

Geschehen zu Luxemburg am 20. April 2015.

Im Namen des Rates

Der Präsident

J. DŪKLAVS


(1)  ABl. L 350 vom 28.12.1998, S. 58.

(2)  Empfehlung 2003/361/EG der Kommission vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition der Kleinstunternehmen sowie der kleinen und mittleren Unternehmen (ABl. L 124 vom 20.5.2003, S. 36).

(3)  Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16).

(4)  Entscheidung 2002/159/EG der Kommission vom 18. Februar 2002 über ein gemeinsames Muster für die Vorlage der zusammenfassenden Darstellungen der nationalen Daten zur Kraftstoffqualität (ABl. L 53 vom 23.2.2002, S. 30).

(5)  Richtlinie 2009/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Änderung der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Spezifikationen für Otto-, Diesel- und Gasölkraftstoffe und die Einführung eines Systems zur Überwachung und Verringerung der Treibhausgasemissionen sowie zur Änderung der Richtlinie 1999/32/EG des Rates im Hinblick auf die Spezifikationen für von Binnenschiffen gebrauchte Kraftstoffe und zur Aufhebung der Richtlinie 93/12/EWG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 88).

(6)  Beschluss 1999/468/EG des Rates vom 28. Juni 1999 zur Festlegung der Modalitäten für die Ausübung der der Kommission übertragenen Durchführungsbefugnisse (ABl. L 184 vom 17.7.1999, S. 23).

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

(8)  Verordnung (EWG) Nr. 2658/87 des Rates vom 23. Juli 1987 über die zolltarifliche und statistische Nomenklatur sowie den Gemeinsamen Zolltarif (ABl. L 256 vom 7.9.1987, S. 1).

(9)  Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die Europäische Umweltagentur und das Europäische Umweltinformations- und Umweltbeobachtungsnetz (ABl. L 126 vom 21.5.2009, S. 13).


ANHANG I

VERFAHREN ZUR BERECHNUNG DER LEBENSZYKLUSTREIBHAUSGASINTENSITÄT VON KRAFTSTOFFEN UND ENERGIETRÄGERN UND DIE BERICHTERSTATTUNG DARÜBER DURCH ANBIETER

Teil 1

Berechnung der Treibhausgasintensität der Kraftstoffe und Energieträger eines Anbieters

Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen und Energieträgern wird in Gramm Kohlendioxid-Äquivalent pro Megajoule Kraftstoff (gCO2Äq/MJ) angegeben.

(1)

Für die Berechnung der Treibhausgasintensität von Kraftstoffen werden die Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Stickoxid (N2O) und Methan (CH4) berücksichtigt. Zur Berechnung der CO2-Äquivalenz werden Emissionen dieser Gase wie folgt nach Emissionen in CO2-Äquivalent gewichtet:

CO2: 1;

CH4: 25;

N2O: 298

(2)

Die Emissionen aus der Herstellung von Maschinen und Ausrüstungen für die Förderung, Produktion, Raffinierung und den Verbrauch von fossilen Kraftstoffen fließen nicht in die Berechnung von Treibhausgasemissionen ein.

(3)

Die Treibhausgasintensität eines Anbieters, die sich aus den Lebenszyklustreibhausgasemissionen sämtlicher gelieferter Kraftstoffe und der gesamten gelieferten Energie ergibt, wird nach der nachstehenden Formel berechnet:

Formula

Dabei ist

a)

„#“ die in der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 der Kommission (1) definierte Verbrauchsteuernummer des Anbieters (Steuerpflichtiger) (Verbrauchsteuernummer, Nummer des Systems zum Austausch von Verbrauchsteuerdaten (SEED) oder Umsatzsteuer (USt)-Identifikationsnummer in Anhang I Tabelle 1 Ziffer 5 Buchstabe a der Verordnung für die Bestimmungsort-Codes 1 bis 5 und 8), der auch der Verbrauchsteuerschuldner gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2008/118/EG des Rates (2) zu dem Zeitpunkt ist, zu dem gemäß Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2008/118/EG der Verbrauchsteueranspruch entsteht. Ist diese Verbrauchsteuernummer nicht verfügbar, so gewährleisten die Mitgliedstaaten, dass gemäß einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer ein gleichwertiges Identifizierungsmittel etabliert wird;

b)

„x“ die Arten von Kraftstoffen und Energieträgern, die gemäß Anhang I Tabelle 1 Ziffer 17 Buchstabe c der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 unter diese Richtlinie fallen. Liegen diese Daten nicht vor, so erhebt der Mitgliedstaat gleichwertige Daten entsprechend einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer.

c)

„MJx“ die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes „x“ umgewandelt wurde. Die Berechnung wird vorgenommen wie folgt:

i)

Die Menge jedes Kraftstoffs nach Kraftstoffart

Sie ergibt sich aus den übermittelten Daten gemäß Anhang I Tabelle 1 — Ziffer 17 Buchstaben d, f und o der Verordnung (EG) Nr. 684/2009. Biokraftstoffmengen werden anhand der in Anhang III der Richtlinie 2009/28/EG aufgeführten Energiedichte in den unteren Heizwert umgerechnet. Mengen von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs werden anhand der in Anlage 1 des „Well-to-Tank Report“ (Version 4) vom Juli 2013 (3) der Joint Research Centre-EUCAR-CONCAWE (JEC) (4) aufgeführten Energiedichtewerte in den unteren Heizwert umgerechnet.

ii)

Die gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen und Biokraftstoffen

Die Verarbeitung umfasst jede Veränderung während des Lebenszyklus eines gelieferten Kraftstoffs oder Energieträgers, die zu einer Veränderung der Molekularstruktur dieses Erzeugnisses führt. Die Zugabe eines Denaturierungsmittels fällt nicht unter diese Verarbeitung. Die Menge Biokraftstoffe, die zusammen mit Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs verarbeitet wird, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder. Die Menge des mitverarbeiteten Biokraftstoffs wird gemäß Teil C Ziffer 17 des Anhangs IV der Richtlinie 98/70/EG anhand der Energiebilanz und der Effizienz des Mitverarbeitungsprozesses bestimmt.

Werden unterschiedliche Biokraftstoffe mit fossilen Kraftstoffen vermischt, so berücksichtigen die Anbieter Menge und Art der einzelnen Biokraftstoffe in der Berechnung und teilen sie den Mitgliedstaaten mit.

Die Menge des gelieferten Biokraftstoffs, die nicht die Nachhaltigkeitskriterien erfüllt, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, wird als fossiler Kraftstoff gezählt.

Für die Zwecke von Artikel 6 der Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (5) wird ein E85-Benzin-Ethanol-Gemisch als separater Kraftstoff berechnet.

Werden Mengen nicht gemäß der Verordnung (EG) Nr. 684/2009 erfasst, so erheben die Mitgliedstaaten entsprechende Daten nach einem nationalen Berichterstattungssystem für die Verbrauchsteuer.

iii)

Die Menge des verbrauchten elektrischen Stroms

Dies ist die Menge von durch Kraftfahrzeuge und Krafträder verbrauchtem elektrischem Strom, sofern ein Anbieter der zuständigen Behörde in jedem Mitgliedstaat diese Menge gemäß folgender Formel mitteilt:

Verbrauchter elektrischer Strom = zurückgelegte Strecke (km) × Effizienz des Stromverbrauchs (MJ/km)

d)

Upstream-Emissions-Reduktionen (UER)

„UER“ ist die von einem Anbieter geltend gemachte Reduktion von Upstream-Emissionen in gCO2Äq, sofern sie im Einklang mit folgenden Anforderungen quantifiziert und gemeldet wird:

i)

Zulässigkeit

UER dürfen nur auf den die Upstream- Emissionen betreffenden Teil der durchschnittlichen Standardwerte für Ottokraftstoff, Diesel, komprimiertes Erdgas (CNG) oder Flüssiggas (LPG) angewendet werden.

UER aus einem beliebigen Land können als eine Reduktion der Treibhausgasemissionen auf von einem beliebigen Anbieter gelieferte Kraftstoffe aus jeder anderen Rohstoffquelle angerechnet werden.

UER dürfen nur angerechnet werden, wenn sie mit Projekten in Verbindung stehen, die nach dem 1. Januar 2011 angelaufen sind.

Ein Nachweis, dass die UER ohne die Berichterstattungspflicht gemäß Artikel 7a der Richtlinie 98/70/EG nicht erfolgt wären, ist nicht notwendig.

ii)

Berechnung

UER werden nach Grundsätzen und Normen geschätzt und validiert, die in internationalen Normen, insbesondere ISO 14064, ISO 14065 und ISO 14066, enthalten sind.

Die Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung der UER und der Baseline-Emissionen müssen im Einklang mit ISO 14064 erfolgen, und die Ergebnisse müssen eine gleichwertige Zuverlässigkeit aufweisen wie diejenige gemäß der Verordnung (EU) Nr. 600/2012 der Kommission (6) und der Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission (7). Die Überprüfung der Methoden für die Schätzung von UER muss mit ISO 14064-3 im Einklang stehen, und die prüfende Einrichtung muss gemäß ISO 14065 akkreditiert sein.

e)

„GHGix“ ist die Treibhausgasintensität des Kraftstoffs oder des Energieträgers „x“, ausgedrückt in g CO2Äq/MJ. Die Anbieter berechnen die Treibhausgasintensität jedes Kraftstoffs oder Energieträgers wie folgt:

i)

Die Treibhausgasintensität von Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs ist die in der Tabelle Teil 2 Ziffer 5 letzte Spalte dieses Anhangs aufgelistete gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität je Kraftstoffart.

ii)

Elektrischer Strom wird wie in Teil 2 Ziffer 6 beschrieben berechnet.

iii)

Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen

Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien erfüllen, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, wird gemäß Artikel 7d der Richtlinie berechnet. Wurden die Daten zu den Lebenszyklustreibhausgasemissionen gemäß einer Übereinkunft oder einem System gewonnen, die bzw. das Gegenstand eines Beschlusses gemäß Artikel 7c Absatz 4 der Richtlinie 98/70/EG ist, der Artikel 7b Absatz 2 der Richtlinie 98/70/EG umfasst, so werden diese Daten auch herangezogen, um die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen gemäß Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG zu bestimmen. Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die die Nachhaltigkeitskriterien, auf die in Artikel 7b Absatz 1 der Richtlinie 98/70/EG verwiesen wird, nicht erfüllen, entspricht der Treibhausgasintensität des entsprechenden fossilen, aus konventionellem Rohöl oder -gas gewonnenen Kraftstoffs.

iv)

Gemeinsame Verarbeitung von fossilen Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs und von Biokraftstoffen

Die Treibhausgasintensität von Biokraftstoffen, die zusammen mit fossilen Kraftstoffen verarbeitet werden, gibt den Zustand des Biokraftstoffs nach der Verarbeitung wieder.

f)

„AF“ sind die Anpassungsfaktoren für die Antriebsstrangeffizienz:

Vorherrschende Umwandlungstechnologie

Effizienzfaktor

Verbrennungsmotor

1

Batteriegestützter Elektroantrieb

0,4

Wasserstoffzellengestützter Elektroantrieb

0,4

Teil 2

Berichterstattung durch die Anbieter für Kraftstoffe außer Biokraftstoffen

(1)   UER von fossilen Kraftstoffen

Damit die UER für das Verfahren zur Berichterstattung und Berechnung in Betracht kommen, müssen die Anbieter der vom Mitgliedstaat benannten Behörde Folgendes mitteilen:

a)

das Startdatum des Projekts (nach dem 1. Januar 2011);

b)

die jährlichen Emissionsreduktionen in g CO2Äq;

c)

den Zeitraum, in dem die angegebenen Reduktionen erzielt wurden;

d)

den der Emissionsquelle am nächsten gelegenen Projektort unter Angabe der Koordinaten in Längen- und Breitengraden bis zur vierten Dezimalstelle;

e)

die jährlichen Baseline-Emissionen vor der Installation von Reduzierungsmaßnahmen und die jährlichen Emissionen nach der Umsetzung der Reduzierungsmaßnahmen in g CO2Äq/MJ des produzierten Rohstoffs,

f)

die nicht wiederverwendbare Nummer des Zertifikats, mit der das System und die geltend gemachten Treibhausgasreduktionen eindeutig identifiziert werden;

g)

die nicht wiederverwendbare Nummer, mit der das Berechnungsverfahren und das entsprechende System eindeutig identifiziert werden;

h)

bei Projekten in Zusammenhang mit der Erdölförderung das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) im Durchschnitt vergangener Jahre und im Berichtsjahr, den Lagerstättendruck, die Tiefe sowie die Rohölproduktionsrate je Ölquelle.

(2)   Ursprung

Der „Ursprung“ ist der in Teil 2 Ziffer 7 dieses Anhangs aufgeführte Handelsname des Rohstoffs, allerdings nur in den Fällen, in denen die Anbieter über die erforderlichen Angaben verfügen, weil sie

a)

eine Person oder Gesellschaft sind, die gemäß Artikel 1 der Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates (8) eine Einfuhr von Rohöl aus Drittländern vornimmt oder eine Rohöllieferung aus einem anderen Mitgliedstaat erhält, oder

b)

mit anderen Anbietern eine Vereinbarung über die Weitergabe von Informationen geschlossen haben.

In allen anderen Fällen bezieht sich der Ursprung darauf, ob der Ursprung des Kraftstoffs in der EU oder nicht in der EU liegt.

Die von den Anbietern erhobenen und an die Mitgliedstaaten weitergegebenen Informationen über den Ursprung des Kraftstoffs sind vertraulich; dies steht jedoch einer Veröffentlichung allgemeiner Informationen oder zusammengefasster Informationen ohne Einzelheiten zu einzelnen Gesellschaften durch die Kommission nicht entgegen.

Der Ursprung von Biokraftstoffen bezeichnet den Herstellungsweg von Biokraftstoffen gemäß Anhang IV der Richtlinie 98/70/EG.

Werden unterschiedliche Rohstoffe verwendet, so geben die Anbieter die Menge (in Tonnen) des Endprodukts für jeden Einsatzstoff an, die im Berichtsjahr in den entsprechenden Verarbeitungsanlagen produziert wurde.

(3)   Erwerbsort

Der „Erwerbsort“ bezeichnet das Land und den Namen der Verarbeitungsanlage, in der der Kraftstoff oder Energieträger der letzten wesentlichen Be- oder Verarbeitung unterzogen wurde, die gemäß der Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission (9) den Ursprung des Kraftstoffs oder Energieträgers begründet.

(4)   KMU

Abweichend davon bezeichnen bei Anbietern, die KMU sind, die Begriffe „Ursprung“ und „Erwerbsort“ entweder die EU oder ein Drittland, unabhängig davon, ob sie Rohöl importieren oder Erdöl und Öl aus bituminösen Mineralien liefern.

(5)   Durchschnittliche Standardwerte für Lebenszyklustreibhausgasintensität von Kraftstoffen außer Biokraftstoffen und elektrischem Strom

Rohstoffquelle und Verfahren

In Verkehr gebrachte(r) Kraftstoff

Lebenszyklustreibhausgasintensität (in g CO2Äq/MJ)

Gewichtete Lebenszyklustreibhausgasintensität (in g CO2Äq/MJ)

Konventionelles Rohöl

Ottokraftstoff

93,2

93,3

Verflüssigtes Erdgas

94,3

Verflüssigte Kohle

172

Naturbitumen

107

Ölschiefer

131,3

Konventionelles Rohöl

Diesel- oder Gasölkraftstoff

95

95,1

Verflüssigtes Erdgas

94,3

Verflüssigte Kohle

172

Naturbitumen

108,5

Ölschiefer

133,7

Alle fossilen Quellen

Flüssiggas im Fremdzündungsmotor

73,6

73,6

Erdgas, EU-Mix

Komprimiertes Erdgas im Fremdzündungsmotor

69,3

69,3

Erdgas, EU-Mix

Verflüssigtes Erdgas im Fremdzündungsmotor

74,5

74,5

Sabatier-Prozess mit Wasserstoff aus der durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeisten Elektrolyse

Komprimiertes synthetisches Methan im Fremdzündungsmotor

3,3

3,3

Erdgas mit Dampfreformierung

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

104,3

104,3

Vollständig durch nicht-biogene erneuerbare Energien gespeiste Elektrolyse

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

9,1

9,1

Kohle

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

234,4

234,4

Kohle mit Abscheidung und Speicherung von CO2 aus Prozessemissionen

Komprimierter Wasserstoff in einer Brennstoffzelle

52,7

52,7

Altkunststoff aus fossilen Rohstoffen

Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff

86

86

(6)   Elektrischer Strom

Für die Berichte von Energieanbietern über den von Kraftfahrzeugen und Krafträdern mit Elektroantrieb verbrauchten elektrischen Strom sollten die Mitgliedstaaten die durchschnittlichen Lebenszyklusstandardwerte auf nationaler Ebene nach den geeigneten internationalen Normen berechnen.

Alternativ dazu können die Mitgliedstaaten ihren Anbietern gestatten, für elektrischen Strom Treibhausgasintensitätswerte (in g CO2Äq/MJ) anhand von Daten festzulegen, die die Mitgliedstaaten auf folgender Grundlage übermittelt haben:

a)

Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates (10) oder

b)

Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (11) oder

c)

Delegierte Verordnung (EU) Nr. 666/2014 der Kommission (12).

(7)   Handelsname des Rohstoffs

Land

Handelsname des Rohstoffs

API

Schwefel (% Massenanteil)

Abu Dhabi

Al Bunduq

38,5

1,1

Abu Dhabi

Mubarraz

38,1

0,9

Abu Dhabi

Murban

40,5

0,8

Abu Dhabi

Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine)

40,6

1

Abu Dhabi

Umm Shaif (Abu Dhabi Marine)

37,4

1,5

Abu Dhabi

Arzanah

44

0

Abu Dhabi

Abu Al Bu Khoosh

31,6

2

Abu Dhabi

Murban Bottoms

21,4

NICHT VERFÜGBAR (N.V.)

Abu Dhabi

Top Murban

21

N.V.

Abu Dhabi

Upper Zakum

34,4

1,7

Algerien

Arzew

44,3

0,1

Algerien

Hassi Messaoud

42,8

0,2

Algerien

Zarzaitine

43

0,1

Algerien

Algerian

44

0,1

Algerien

Skikda

44,3

0,1

Algerien

Saharan Blend

45,5

0,1

Algerien

Hassi Ramal

60

0,1

Algerien

Algerian Condensate

64,5

N.V.

Algerien

Algerian Mix

45,6

0,2

Algerien

Algerian Condensate (Arzew)

65,8

0

Algerien

Algerian Condensate (Bejaia)

65,0

0

Algerien

Top Algerian

24,6

N.V.

Angola

Cabinda

31,7

0,2

Angola

Takula

33,7

0,1

Angola

Soyo Blend

33,7

0,2

Angola

Mandji

29,5

1,3

Angola

Malongo (West)

26

N.V.

Angola

Cavala-1

42,3

N.V.

Angola

Sulele (South-1)

38,7

N.V.

Angola

Palanca

40

0,14

Angola

Malongo (North)

30

N.V.

Angola

Malongo (South)

25

N.V.

Angola

Nemba

38,5

0

Angola

Girassol

31,3

N.V.

Angola

Kuito

20

N.V.

Angola

Hungo

28,8

N.V.

Angola

Kissinje

30,5

0,37

Angola

Dalia

23,6

1,48

Angola

Gimboa

23,7

0,65

Angola

Mondo

28,8

0,44

Angola

Plutonio

33,2

0,036

Angola

Saxi Batuque Blend

33,2

0,36

Angola

Xikomba

34,4

0,41

Argentinien

Tierra del Fuego

42,4

N.V.

Argentinien

Santa Cruz

26,9

N.V.

Argentinien

Escalante

24

0,2

Argentinien

Canadon Seco

27

0,2

Argentinien

Hidra

51,7

0,05

Argentinien

Medanito

34,93

0,48

Armenien

Armenian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Australien

Jabiru

42,3

0,03

Australien

Kooroopa (Jurassic)

42

N.V.

Australien

Talgeberry (Jurassic)

43

N.V.

Australien

Talgeberry (Up Cretaceous)

51

N.V.

Australien

Woodside Condensate

51,8

N.V.

Australien

Saladin-3 (Top Barrow)

49

N.V.

Australien

Harriet

38

N.V.

Australien

Skua-3 (Challis Field)

43

N.V.

Australien

Barrow Island

36,8

0,1

Australien

Northwest Shelf Condensate

53,1

0

Australien

Jackson Blend

41,9

0

Australien

Cooper Basin

45,2

0,02

Australien

Griffin

55

0,03

Australien

Buffalo Crude

53

N.V.

Australien

Cossack

48,2

0,04

Australien

Elang

56,2

N.V.

Australien

Enfield

21,7

0,13

Australien

Gippsland (Bass Strait)

45,4

0,1

Aserbaidschan

Azeri Light

34,8

0,15

Bahrain

Bahrain Miscellaneous

N.V.

N.V.

Belarus

Belarus Miscellaneous

N.V.

N.V.

Benin

Seme

22,6

0,5

Benin

Benin Miscellaneous

N.V.

N.V.

Belize

Belize Light Crude

40

N.V.

Belize

Belize Miscellaneous

N.V.

N.V.

Bolivien

Bolivian Condensate

58,8

0,1

Brasilien

Garoupa

30,5

0,1

Brasilien

Sergipano

25,1

0,4

Brasilien

Campos Basin

20

N.V.

Brasilien

Urucu (Upper Amazon)

42

N.V.

Brasilien

Marlim

20

N.V.

Brasilien

Brazil Polvo

19,6

1,14

Brasilien

Roncador

28,3

0,58

Brasilien

Roncador Heavy

18

N.V.

Brasilien

Albacora East

19,8

0,52

Brunei

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.V.

Brunei

Champion Export

23,9

0,12

Kamerun

Kole Marine Blend

34,9

0,3

Kamerun

Lokele

21,5

0,5

Kamerun

Moudi Light

40

N.V.

Kamerun

Moudi Heavy

21,3

N.V.

Kamerun

Ebome

32,1

0,35

Kamerun

Cameroon Miscellaneous

N.V.

N.V.

Kanada

Peace River Light

41

N.V.

Kanada

Peace River Medium

33

N.V.

Kanada

Peace River Heavy

23

N.V.

Kanada

Manyberries

36,5

N.V.

Kanada

Rainbow Light and Medium

40,7

N.V.

Kanada

Pembina

33

N.V.

Kanada

Bells Hill Lake

32

N.V.

Kanada

Fosterton Condensate

63

N.V.

Kanada

Rangeland Condensate

67,3

N.V.

Kanada

Redwater

35

N.V.

Kanada

Lloydminster

20,7

2,8

Kanada

Wainwright-Kinsella

23,1

2,3

Kanada

Bow River Heavy

26,7

2,4

Kanada

Fosterton

21,4

3

Kanada

Smiley-Coleville

22,5

2,2

Kanada

Midale

29

2,4

Kanada

Milk River Pipeline

36

1,4

Kanada

Ipl-Mix Sweet

40

0,2

Kanada

Ipl-Mix Sour

38

0,5

Kanada

Ipl Condensate

55

0,3

Kanada

Aurora Light

39,5

0,4

Kanada

Aurora Condensate

65

0,3

Kanada

Reagan Field

35

0,2

Kanada

Synthetic Canada

30,3

1,7

Kanada

Cold Lake

13,2

4,1

Kanada

Cold Lake Blend

26,9

3

Kanada

Canadian Federated

39,4

0,3

Kanada

Chauvin

22

2,7

Kanada

Gcos

23

N.V.

Kanada

Gulf Alberta L & M

35,1

1

Kanada

Light Sour Blend

35

1,2

Kanada

Lloyd Blend

22

2,8

Kanada

Peace River Condensate

54,9

N.V.

Kanada

Sarnium Condensate

57,7

N.V.

Kanada

Saskatchewan Light

32,9

N.V.

Kanada

Sweet Mixed Blend

38

0,5

Kanada

Syncrude

32

0,1

Kanada

Rangeland — South L & M

39,5

0,5

Kanada

Northblend Nevis

34

N.V.

Kanada

Canadian Common Condensate

55

N.V.

Kanada

Canadian Common

39

0,3

Kanada

Waterton Condensate

65,1

N.V.

Kanada

Panuke Condensate

56

N.V.

Kanada

Federated Light and Medium

39,7

2

Kanada

Wabasca

23

N.V.

Kanada

Hibernia

37,3

0,37

Kanada

BC Light

40

N.V.

Kanada

Boundary

39

N.V.

Kanada

Albian Heavy

21

N.V.

Kanada

Koch Alberta

34

N.V.

Kanada

Terra Nova

32,3

N.V.

Kanada

Echo Blend

20,6

3,15

Kanada

Western Canadian Blend

19,8

3

Kanada

Western Canadian Select

20,5

3,33

Kanada

White Rose

31,0

0,31

Kanada

Access

22

N.V.

Kanada

Premium Albian Synthetic Heavy

20,9

N.V.

Kanada

Albian Residuum Blend (ARB)

20,03

2,62

Kanada

Christina Lake

20,5

3

Kanada

CNRL

34

N.V.

Kanada

Husky Synthetic Blend

31,91

0,11

Kanada

Premium Albian Synthetic (PAS)

35,5

0,04

Kanada

Seal Heavy (SH)

19,89

4,54

Kanada

Suncor Synthetic A (OSA)

33,61

0,178

Kanada

Suncor Synthetic H (OSH)

19,53

3,079

Kanada

Peace Sour

33

N.V.

Kanada

Western Canadian Resid

20,7

N.V.

Kanada

Christina Dilbit Blend

21,0

N.V.

Kanada

Christina Lake Dilbit

38,08

3,80

Tschad

Doba Blend (Early Production)

24,8

0,14

Tschad

Doba Blend (Later Production)

20,8

0,17

Chile

Chile Miscellaneous

N.V.

N.V.

China

Taching (Daqing)

33

0,1

China

Shengli

24,2

1

China

Beibu

N.V.

N.V.

China

Chengbei

17

N.V.

China

Lufeng

34,4

N.V.

China

Xijiang

28

N.V.

China

Wei Zhou

39,9

N.V.

China

Liu Hua

21

N.V.

China

Boz Hong

17

0,282

China

Peng Lai

21,8

0,29

China

Xi Xiang

32,18

0,09

Kolumbien

Onto

35,3

0,5

Kolumbien

Putamayo

35

0,5

Kolumbien

Rio Zulia

40,4

0,3

Kolumbien

Orito

34,9

0,5

Kolumbien

Cano-Limon

30,8

0,5

Kolumbien

Lasmo

30

N.V.

Kolumbien

Cano Duya-1

28

N.V.

Kolumbien

Corocora-1

31,6

N.V.

Kolumbien

Suria Sur-1

32

N.V.

Kolumbien

Tunane-1

29

N.V.

Kolumbien

Casanare

23

N.V.

Kolumbien

Cusiana

44,4

0,2

Kolumbien

Vasconia

27,3

0,6

Kolumbien

Castilla Blend

20,8

1,72

Kolumbien

Cupiaga

43,11

0,082

Kolumbien

South Blend

28,6

0,72

Kongo (Brazzaville)

Emeraude

23,6

0,5

Kongo (Brazzaville)

Djeno Blend

26,9

0,3

Kongo (Brazzaville)

Viodo Marina-1

26,5

N.V.

Kongo (Brazzaville)

Nkossa

47

0,03

Kongo (Kinshasa)

Muanda

34

0,1

Kongo (Kinshasa)

Congo/Zaire

31,7

0,1

Kongo (Kinshasa)

Coco

30,4

0,15

Côte d'Ivoire

Espoir

31,4

0,3

Côte d'Ivoire

Lion Cote

41,1

0,101

Dänemark

Dan

30,4

0,3

Dänemark

Gorm

33,9

0,2

Dänemark

Danish North Sea

34,5

0,26

Dubai

Dubai (Fateh)

31,1

2

Dubai

Margham Light

50,3

0

Ecuador

Oriente

29,2

1

Ecuador

Quito

29,5

0,7

Ecuador

Santa Elena

35

0,1

Ecuador

Limoncoha-1

28

N.V.

Ecuador

Frontera-1

30,7

N.V.

Ecuador

Bogi-1

21,2

N.V.

Ecuador

Napo

19

2

Ecuador

Napo Light

19,3

N.V.

Ägypten

Belayim

27,5

2,2

Ägypten

El Morgan

29,4

1,7

Ägypten

Rhas Gharib

24,3

3,3

Ägypten

Gulf of Suez Mix

31,9

1,5

Ägypten

Geysum

19,5

N.V.

Ägypten

East Gharib (J-1)

37,9

N.V.

Ägypten

Mango-1

35,1

N.V.

Ägypten

Rhas Budran

25

N.V.

Ägypten

Zeit Bay

34,1

0,1

Ägypten

East Zeit Mix

39

0,87

Äquatorialguinea

Zafiro

30,3

N.V.

Äquatorialguinea

Alba Condensate

55

N.V.

Äquatorialguinea

Ceiba

30,1

0,42

Gabun

Gamba

31,8

0,1

Gabun

Mandji

30,5

1,1

Gabun

Lucina Marine

39,5

0,1

Gabun

Oguendjo

35

N.V.

Gabun

Rabi-Kouanga

34

0,6

Gabun

T'Catamba

44,3

0,21

Gabun

Rabi

33,4

0,06

Gabun

Rabi Blend

34

N.V.

Gabun

Rabi Light

37,7

0,15

Gabun

Etame Marin

36

N.V.

Gabun

Olende

17,6

1,54

Gabun

Gabonian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Georgien

Georgian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Ghana

Bonsu

32

0,1

Ghana

Salt Pond

37,4

0,1

Guatemala

Coban

27,7

N.V.

Guatemala

Rubelsanto

27

N.V.

Indien

Bombay High

39,4

0,2

Indonesien

Minas (Sumatron Light)

34,5

0,1

Indonesien

Ardjuna

35,2

0,1

Indonesien

Attaka

42,3

0,1

Indonesien

Suri

18,4

0,2

Indonesien

Sanga Sanga

25,7

0,2

Indonesien

Sepinggan

37,9

0,9

Indonesien

Walio

34,1

0,7

Indonesien

Arimbi

31,8

0,2

Indonesien

Poleng

43,2

0,2

Indonesien

Handil

32,8

0,1

Indonesien

Jatibarang

29

0,1

Indonesien

Cinta

33,4

0,1

Indonesien

Bekapai

40

0,1

Indonesien

Katapa

52

0,1

Indonesien

Salawati

38

0,5

Indonesien

Duri (Sumatran Heavy)

21,1

0,2

Indonesien

Sembakung

37,5

0,1

Indonesien

Badak

41,3

0,1

Indonesien

Arun Condensate

54,5

N.V.

Indonesien

Udang

38

0,1

Indonesien

Klamono

18,7

1

Indonesien

Bunya

31,7

0,1

Indonesien

Pamusian

18,1

0,2

Indonesien

Kerindigan

21,6

0,3

Indonesien

Melahin

24,7

0,3

Indonesien

Bunyu

31,7

0,1

Indonesien

Camar

36,3

N.V.

Indonesien

Cinta Heavy

27

N.V.

Indonesien

Lalang

40,4

N.V.

Indonesien

Kakap

46,6

N.V.

Indonesien

Sisi-1

40

N.V.

Indonesien

Giti-1

33,6

N.V.

Indonesien

Ayu-1

34,3

N.V.

Indonesien

Bima

22,5

N.V.

Indonesien

Padang Isle

34,7

N.V.

Indonesien

Intan

32,8

N.V.

Indonesien

Sepinggan — Yakin Mixed

31,7

0,1

Indonesien

Widuri

32

0,1

Indonesien

Belida

45,9

0

Indonesien

Senipah

51,9

0,03

Iran

Iranian Light

33,8

1,4

Iran

Iranian Heavy

31

1,7

Iran

Soroosh (Cyrus)

18,1

3,3

Iran

Dorrood (Darius)

33,6

2,4

Iran

Rostam

35,9

1,55

Iran

Salmon (Sassan)

33,9

1,9

Iran

Foroozan (Fereidoon)

31,3

2,5

Iran

Aboozar (Ardeshir)

26,9

2,5

Iran

Sirri

30,9

2,3

Iran

Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend)

27,1

2,5

Iran

Bahr/Nowruz

25,0

2,5

Iran

Iranian Miscellaneous

N.V.

N.V.

Irak

Basrah Light (Pers. Gulf)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Pers. Gulf)

35,1

1,9

Irak

Mishrif (Pers. Gulf)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Pers. Gulf)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Pers. Gulf)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Pers. Gulf)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Pers. Gulf)

35,1

2

Irak

N. Rumalia (Pers. Gulf)

34,3

2

Irak

Ras el Behar

33

N.V.

Irak

Basrah Light (Red Sea)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Red Sea)

36,1

1,9

Irak

Mishrif (Red Sea)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Red Sea)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Red Sea)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Red Sea)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Red Sea)

34

1,9

Irak

N. Rumalia (Red Sea)

34,3

2

Irak

Ratawi

23,5

4,1

Irak

Basrah Light (Turkey)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Turkey)

36,1

1,9

Irak

Mishrif (Turkey)

28

N.V.

Irak

Bai Hasson (Turkey)

34,1

2,4

Irak

Basrah Medium (Turkey)

31,1

2,6

Irak

Basrah Heavy (Turkey)

24,7

3,5

Irak

Kirkuk Blend (Turkey)

34

1,9

Irak

N. Rumalia (Turkey)

34,3

2

Irak

FAO Blend

27,7

3,6

Kasachstan

Kumkol

42,5

0,07

Kasachstan

CPC Blend

44,2

0,54

Kuwait

Mina al Ahmadi (Kuwait Export)

31,4

2,5

Kuwait

Magwa (Lower Jurassic)

38

N.V.

Kuwait

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Libyen

Bu Attifel

43,6

0

Libyen

Amna (high pour)

36,1

0,2

Libyen

Brega

40,4

0,2

Libyen

Sirtica

43,3

0,43

Libyen

Zueitina

41,3

0,3

Libyen

Bunker Hunt

37,6

0,2

Libyen

El Hofra

42,3

0,3

Libyen

Dahra

41

0,4

Libyen

Sarir

38,3

0,2

Libyen

Zueitina Condensate

65

0,1

Libyen

El Sharara

42,1

0,07

Malaysia

Miri Light

36,3

0,1

Malaysia

Tembungo

37,5

N.V.

Malaysia

Labuan Blend

33,2

0,1

Malaysia

Tapis

44,3

0,1

Malaysia

Tembungo

37,4

0

Malaysia

Bintulu

26,5

0,1

Malaysia

Bekok

49

N.V.

Malaysia

Pulai

42,6

N.V.

Malaysia

Dulang

39

0,037

Mauretanien

Chinguetti

28,2

0,51

Mexiko

Isthmus

32,8

1,5

Mexiko

Maya

22

3,3

Mexiko

Olmeca

39

N.V.

Mexiko

Altamira

16

N.V.

Mexiko

Topped Isthmus

26,1

1,72

Niederlande

Alba

19,59

N.V.

Neutrale Zone

Eocene (Wafra)

18,6

4,6

Neutrale Zone

Hout

32,8

1,9

Neutrale Zone

Khafji

28,5

2,9

Neutrale Zone

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Neutrale Zone

Ratawi

23,5

4,1

Neutrale Zone

Neutral Zone Mix

23,1

N.V.

Neutrale Zone

Khafji Blend

23,4

3,8

Nigeria

Forcados Blend

29,7

0,3

Nigeria

Escravos

36,2

0,1

Nigeria

Brass River

40,9

0,1

Nigeria

Qua Iboe

35,8

0,1

Nigeria

Bonny Medium

25,2

0,2

Nigeria

Pennington

36,6

0,1

Nigeria

Bomu

33

0,2

Nigeria

Bonny Light

36,7

0,1

Nigeria

Brass Blend

40,9

0,1

Nigeria

Gilli Gilli

47,3

N.V.

Nigeria

Adanga

35,1

N.V.

Nigeria

Iyak-3

36

N.V.

Nigeria

Antan

35,2

N.V.

Nigeria

OSO

47

0,06

Nigeria

Ukpokiti

42,3

0,01

Nigeria

Yoho

39,6

N.V.

Nigeria

Okwori

36,9

N.V.

Nigeria

Bonga

28,1

N.V.

Nigeria

ERHA

31,7

0,21

Nigeria

Amenam Blend

39

0,09

Nigeria

Akpo

45,17

0,06

Nigeria

EA

38

N.V.

Nigeria

Agbami

47,2

0,044

Norwegen

Ekofisk

43,4

0,2

Norwegen

Tor

42

0,1

Norwegen

Statfjord

38,4

0,3

Norwegen

Heidrun

29

N.V.

Norwegen

Norwegian Forties

37,1

N.V.

Norwegen

Gullfaks

28,6

0,4

Norwegen

Oseberg

32,5

0,2

Norwegen

Norne

33,1

0,19

Norwegen

Troll

28,3

0,31

Norwegen

Draugen

39,6

N.V.

Norwegen

Sleipner Condensate

62

0,02

Oman

Oman Export

36,3

0,8

Papua-Neuguinea

Kutubu

44

0,04

Peru

Loreto

34

0,3

Peru

Talara

32,7

0,1

Peru

High Cold Test

37,5

N.V.

Peru

Bayovar

22,6

N.V.

Peru

Low Cold Test

34,3

N.V.

Peru

Carmen Central-5

20,7

N.V.

Peru

Shiviyacu-23

20,8

N.V.

Peru

Mayna

25,7

N.V.

Philippinen

Nido

26,5

N.V.

Philippinen

Philippines Miscellaneous

N.V.

N.V.

Katar

Dukhan

41,7

1,3

Katar

Qatar Marine

35,3

1,6

Katar

Qatar Land

41,4

N.V.

Ras al Chaima

Rak Condensate

54,1

N.V.

Ras al Chaima

Ras Al Khaimah Miscellaneous

N.V.

N.V.

Russland

Urals

31

2

Russland

Russian Export Blend

32,5

1,4

Russland

M100

17,6

2,02

Russland

M100 Heavy

16,67

2,09

Russland

Siberian Light

37,8

0,4

Russland

E4 (Gravenshon)

19,84

1,95

Russland

E4 Heavy

18

2,35

Russland

Purovsky Condensate

64,1

0,01

Russland

Sokol

39,7

0,18

Saudi-Arabien

Light (Pers. Gulf)

33,4

1,8

Saudi-Arabien

Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya)

27,9

2,8

Saudi-Arabien

Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah)

30,8

2,4

Saudi-Arabien

Extra Light (Pers. Gulf) (Berri)

37,8

1,1

Saudi-Arabien

Light (Yanbu)

33,4

1,2

Saudi-Arabien

Heavy (Yanbu)

27,9

2,8

Saudi-Arabien

Medium (Yanbu)

30,8

2,4

Saudi-Arabien

Berri (Yanbu)

37,8

1,1

Saudi-Arabien

Medium (Zuluf/Marjan)

31,1

2,5

Schardscha

Mubarek Schardscha

37

0,6

Schardscha

Sharjah Condensate

49,7

0,1

Singapur

Rantau

50,5

0,1

Spanien

Amposta Marina North

37

N.V.

Spanien

Casablanca

34

N.V.

Spanien

El Dorado

26,6

N.V.

Syrien

Syrian Straight

15

N.V.

Syrien

Thayyem

35

N.V.

Syrien

Omar Blend

38

N.V.

Syrien

Omar

36,5

0,1

Syrien

Syrian Light

36

0,6

Syrien

Souedie

24,9

3,8

Thailand

Erawan Condensate

54,1

N.V.

Thailand

Sirikit

41

N.V.

Thailand

Nang Nuan

30

N.V.

Thailand

Bualuang

27

N.V.

Thailand

Benchamas

42,4

0,12

Trinidad und Tobago

Galeota Mix

32,8

0,3

Trinidad und Tobago

Trintopec

24,8

N.V.

Trinidad und Tobago

Land/Trinmar

23,4

1,2

Trinidad und Tobago

Calypso Miscellaneous

30,84

0,59

Tunesien

Zarzaitine

41,9

0,1

Tunesien

Ashtart

29

1

Tunesien

El Borma

43,3

0,1

Tunesien

Ezzaouia-2

41,5

N.V.

Türkei

Turkish Miscellaneous

N.V.

N.V.

Ukraine

Ukraine Miscellaneous

N.V.

N.V.

Vereinigtes Königreich

Auk

37,2

0,5

Vereinigtes Königreich

Beatrice

38,7

0,05

Vereinigtes Königreich

Brae

33,6

0,7

Vereinigtes Königreich

Buchan

33,7

0,8

Vereinigtes Königreich

Claymore

30,5

1,6

Vereinigtes Königreich

S.V. (Brent)

36,7

0,3

Vereinigtes Königreich

Tartan

41,7

0,6

Vereinigtes Königreich

Tern

35

0,7

Vereinigtes Königreich

Magnus

39,3

0,3

Vereinigtes Königreich

Dunlin

34,9

0,4

Vereinigtes Königreich

Fulmar

40

0,3

Vereinigtes Königreich

Hutton

30,5

0,7

Vereinigtes Königreich

N.W. Hutton

36,2

0,3

Vereinigtes Königreich

Maureen

35,5

0,6

Vereinigtes Königreich

Murchison

38,8

0,3

Vereinigtes Königreich

Ninian Blend

35,6

0,4

Vereinigtes Königreich

Montrose

40,1

0,2

Vereinigtes Königreich

Beryl

36,5

0,4

Vereinigtes Königreich

Piper

35,6

0,9

Vereinigtes Königreich

Forties

36,6

0,3

Vereinigtes Königreich

Brent Blend

38

0,4

Vereinigtes Königreich

Flotta

35,7

1,1

Vereinigtes Königreich

Thistle

37

0,3

Vereinigtes Königreich

S.V. (Ninian)

38

0,3

Vereinigtes Königreich

Argyle

38,6

0,2

Vereinigtes Königreich

Heather

33,8

0,7

Vereinigtes Königreich

South Birch

38,6

N.V.

Vereinigtes Königreich

Wytch Farm

41,5

N.V.

Vereinigtes Königreich

Cormorant North

34,9

0,7

Vereinigtes Königreich

Cormorant South (Cormorant „A“)

35,7

0,6

Vereinigtes Königreich

Alba

19,2

N.V.

Vereinigtes Königreich

Foinhaven

26,3

0,38

Vereinigtes Königreich

Schiehallion

25,8

N.V.

Vereinigtes Königreich

Captain

19,1

0,7

Vereinigtes Königreich

Harding

20,7

0,59

US Alaska

ANS

N.V.

N.V.

US Colorado

Niobrara

N.V.

N.V.

US New Mexico

Four Corners

N.V.

N.V.

US North Dakota

Bakken

N.V.

N.V.

US North Dakota

North Dakota Sweet

N.V.

N.V.

US Texas

WTI

N.V.

N.V.

US Texas

Eagle Ford

N.V.

N.V.

US Utah

Covenant

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Beta

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Carpinteria

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Dos Cuadras

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Hondo

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Hueneme

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Pescado

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Point Arguello

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Point Pedernales

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Sacate

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Santa Clara

N.V.

N.V.

US Federal OCS

Sockeye

N.V.

N.V.

Usbekistan

Uzbekistan Miscellaneous

N.V.

N.V.

Venezuela

Jobo (Monagas)

12,6

2

Venezuela

Lama Lamar

36,7

1

Venezuela

Mariago

27

1,5

Venezuela

Ruiz

32,4

1,3

Venezuela

Tucipido

36

0,3

Venezuela

Venez Lot 17

36,3

0,9

Venezuela

Mara 16/18

16,5

3,5

Venezuela

Tia Juana Light

32,1

1,1

Venezuela

Tia Juana Med 26

24,8

1,6

Venezuela

Officina

35,1

0,7

Venezuela

Bachaquero

16,8

2,4

Venezuela

Cento Lago

36,9

1,1

Venezuela

Lagunillas

17,8

2,2

Venezuela

La Rosa Medium

25,3

1,7

Venezuela

San Joaquin

42

0,2

Venezuela

Lagotreco

29,5

1,3

Venezuela

Lagocinco

36

1,1

Venezuela

Boscan

10,1

5,5

Venezuela

Leona

24,1

1,5

Venezuela

Barinas

26,2

1,8

Venezuela

Sylvestre

28,4

1

Venezuela

Mesa

29,2

1,2

Venezuela

Ceuta

31,8

1,2

Venezuela

Lago Medio

31,5

1,2

Venezuela

Tigre

24,5

N.V.

Venezuela

Anaco Wax

41,5

0,2

Venezuela

Santa Rosa

49

0,1

Venezuela

Bombai

19,6

1,6

Venezuela

Aguasay

41,1

0,3

Venezuela

Anaco

43,4

0,1

Venezuela

BCF-Bach/Lag17

16,8

2,4

Venezuela

BCF-Bach/Lag21

20,4

2,1

Venezuela

BCF-21,9

21,9

N.V.

Venezuela

BCF-24

23,5

1,9

Venezuela

BCF-31

31

1,2

Venezuela

BCF Blend

34

1

Venezuela

Bolival Coast

23,5

1,8

Venezuela

Ceuta/Bach 18

18,5

2,3

Venezuela

Corridor Block

26,9

1,6

Venezuela

Cretaceous

42

0,4

Venezuela

Guanipa

30

0,7

Venezuela

Lago Mix Med.

23,4

1,9

Venezuela

Larosa/Lagun

23,8

1,8

Venezuela

Menemoto

19,3

2,2

Venezuela

Cabimas

20,8

1,8

Venezuela

BCF-23

23

1,9

Venezuela

Oficina/Mesa

32,2

0,9

Venezuela

Pilon

13,8

2

Venezuela

Recon (Venez)

34

N.V.

Venezuela

102 Tj (25)

25

1,6

Venezuela

Tjl Cretaceous

39

0,6

Venezuela

Tia Juana Pesado (Heavy)

12,1

2,7

Venezuela

Mesa-Recon

28,4

1,3

Venezuela

Oritupano

19

2

Venezuela

Hombre Pintado

29,7

0,3

Venezuela

Merey

17,4

2,2

Venezuela

Lago Light

41,2

0,4

Venezuela

Laguna

11,2

0,3

Venezuela

Bach/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.V.

Venezuela

BCF-Heavy

16,7

N.V.

Venezuela

BCF-Medium

22

N.V.

Venezuela

Caripito Blend

17,8

N.V.

Venezuela

Laguna/Ceuta Mix

18,1

N.V.

Venezuela

Morichal

10,6

N.V.

Venezuela

Pedenales

20,1

N.V.

Venezuela

Quiriquire

16,3

N.V.

Venezuela

Tucupita

17

N.V.

Venezuela

Furrial-2 (E. Venezuela)

27

N.V.

Venezuela

Curazao Blend

18

N.V.

Venezuela

Santa Barbara

36,5

N.V.

Venezuela

Cerro Negro

15

N.V.

Venezuela

BCF22

21,1

2,11

Venezuela

Hamaca

26

1,55

Venezuela

Zuata 10

15

N.V.

Venezuela

Zuata 20

25

N.V.

Venezuela

Zuata 30

35

N.V.

Venezuela

Monogas

15,9

3,3

Venezuela

Corocoro

24

N.V.

Venezuela

Petrozuata

19,5

2,69

Venezuela

Morichal 16

16

N.V.

Venezuela

Guafita

28,6

0,73

Vietnam

Bach Ho (White Tiger)

38,6

0

Vietnam

Dai Hung (Big Bear)

36,9

0,1

Vietnam

Rang Dong

37,7

0,5

Vietnam

Ruby

35,6

0,08

Vietnam

Su Tu Den (Black Lion)

36,8

0,05

Jemen

North Yemeni Blend

40,5

N.V.

Jemen

Alif

40,4

0,1

Jemen

Maarib Lt.

49

0,2

Jemen

Masila Blend

30-31

0,6

Jemen

Shabwa Blend

34,6

0,6

Andere

Ölschiefer

N.V.

N.V.

Andere

Schieferöl

N.V.

N.V.

Andere

Erdgas: aus der Quelle

N.V.

N.V.

Andere

Erdgas: aus LNG

N.V.

N.V.

Andere

Schiefergas: aus der Quelle

N.V.

N.V.

Andere

Kohle

N.V.

N.V.


(1)  Verordnung (EG) Nr. 684/2009 der Kommission vom 24. Juli 2009 zur Durchführung der Richtlinie 2008/118/EG des Rates in Bezug auf die EDV-gestützten Verfahren für die Beförderung verbrauchsteuerpflichtiger Waren unter Steueraussetzung (ABl. L 197 vom 29.7.2009, S. 24.).

(2)  Richtlinie 2008/118/EG des Rates vom 16. Dezember 2008 über das allgemeine Verbrauchsteuersystem und zur Aufhebung der Richtlinie 92/12/EWG (ABl. L 9 vom 14.1.2009, S. 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)  Das JEC-Konsortium umfasst die Gemeinsame Forschungsstelle (JRC) der Europäischen Kommission, EUCAR (European Council for Automotive Research & Development) und CONCAWE (Europäische Organisation der Ölunternehmen für Umwelt, Gesundheit und Sicherheit).

(5)  Verordnung (EG) Nr. 443/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Festsetzung von Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen im Rahmen des Gesamtkonzepts der Gemeinschaft zur Verringerung der CO2-Emissionen von Personenkraftwagen und leichten Nutzfahrzeugen (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 1).

(6)  Verordnung (EU) Nr. 600/2012 der Kommission vom 21. Juni 2012 über die Prüfung von Treibhausgasemissionsberichten und Tonnenkilometerberichten sowie die Akkreditierung von Prüfstellen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 181 vom 12.7.2012, S. 1).

(7)  Verordnung (EU) Nr. 601/2012 der Kommission vom 21. Juni 2012 über die Überwachung von und die Berichterstattung über Treibhausgasemissionen gemäß der Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 181 vom 12.7.2012, S. 30).

(8)  Verordnung (EG) Nr. 2964/95 des Rates vom 20. Dezember 1995 zur Schaffung eines Registrierungssystems für Rohöleinfuhren und -lieferungen in der Gemeinschaft (ABl. L 310 vom 22.12.1995, S. 5).

(9)  Verordnung (EWG) Nr. 2454/93 der Kommission vom 2. Juli 1993 mit Durchführungsvorschriften zu der Verordnung (EWG) Nr. 2913/92 des Rates zur Festlegung des Zollkodex der Gemeinschaften (ABl. L 253 vom 11.10.1993, S. 1).

(10)  Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Oktober 2008 über die Energiestatistik (ABl. L 304 vom 14.11.2008, S. 1).

(11)  Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. Mai 2013 über ein System für die Überwachung von Treibhausgasemissionen sowie für die Berichterstattung über diese Emissionen und über andere klimaschutzrelevante Informationen auf Ebene der Mitgliedstaaten und der Union und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 280/2004/EG (ABl. L 165 vom 18.6.2013, S. 13).

(12)  Delegierte Verordnung (EU) Nr. 666/2014 der Kommission vom 12. März 2014 über die grundlegenden Anforderungen an ein Inventarsystem der Union und zur Berücksichtigung von Veränderungen der Treibhauspotenziale und der international vereinbarten Inventarleitlinien gemäß der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 179 vom 19.6.2014, S. 26).


ANHANG II

BERECHNUNG DES KRAFTSTOFFBASISWERTS FOSSILER KRAFTSTOFFE

Berechnungsverfahren

a)

Der Kraftstoffbasiswert wird auf Grundlage des durchschnittlichen EU-Verbrauchs fossiler Kraftstoffe, also Otto-, Diesel- oder Gasölkraftstoff, LPG und CNG, wie folgt berechnet:

Formula

Dabei steht

 

„x“ für die verschiedenen Kraftstoffe und Energieträger, die in den Anwendungsbereich dieser Richtlinie fallen und in nachstehender Tabelle aufgeführt sind;

 

„GHGix“ für die Treibhausgasintensität der jährlich am Markt verkauften Menge des unter den Anwendungsbereich dieser Richtlinie fallenden Kraftstoffs oder Energieträgers x in g CO2Äq/MJ. Es werden die in Anhang I Teil 2 Ziffer 5 aufgeführten Werte für fossile Kraftstoffe verwendet;

 

„MJx“ für die gesamte gelieferte Energie, ausgedrückt in Megajoule, die aus den mitgeteilten Mengen des Kraftstoffes x umgewandelt wurde.

b)

Verbrauchsdaten

Für die Berechnung des Wertes werden folgende Verbrauchsdaten verwendet:

Kraftstoff

Energieverbrauch (MJ)

Quelle

Dieselkraftstoff

7 894 969 × 106

Berichterstattung 2010 der Mitgliedstaaten an das UNFCCC

Nicht für den Straßenverkehr bestimmtes Gasöl

240 763 × 106

Ottokraftstoff

3 844 356 × 106

LPG

217 563 × 106

CNG

51 037 × 106

Treibhausgasintensität

Der Kraftstoffbasiswert für 2010 beträgt 94,1 gCO2Äq/MJ


ANHANG III

BERICHTERSTATTUNG DER MITGLIEDSTAATEN AN DIE KOMMISSION

(1)

Die Mitgliedstaaten übermitteln bis zum 31. Dezember jedes Jahres die in Ziffer 3 aufgeführten Daten. Diese Daten sind für alle Kraftstoffe und Energie zu übermitteln, die in jedem Mitgliedstaat in Verkehr gebracht wurden. Sind den fossilen Kraftstoffen mehrere Biokraftstoffe beigemischt, so sind die Daten zu jedem Biokraftstoff anzugeben.

(2)

Die unter Ziffer 3 aufgeführten Daten werden für Kraftstoff oder Energie, die von Anbietern innerhalb des jeweiligen Mitgliedstaates (einschließlich gemeinsamer Anbieter, die in einem einzigen Mitgliedstaat operieren) in Verkehr gebracht wurden, separat übermittelt.

(3)

Zu jedem Kraftstoff und zu jeder Energie übermitteln die Mitgliedstaaten der Kommission die folgenden in Anhang I definierten und gemäß Ziffer 2 aggregierten Daten:

a)

Typ des Kraftstoffs oder der Energie;

b)

Volumen oder Menge des Kraftstoffs oder des elektrischen Stroms;

c)

Treibhausgasintensität;

d)

UER;

e)

Ursprung;

f)

Erwerbsort.


ANHANG IV

MUSTER FÜR DIE ÜBERMITTLUNG VON INFORMATIONEN ZUR SICHERSTELLUNG DER KONSISTENZ DER ÜBERMITTELTEN DATEN

Kraftstoff — Einzelner Anbieter

Eintrag

Gemeins. Bericht (JA/ NEIN)

Land

Anbieter1

Kraftstoffart7

KN-Code des Kraftstoffs7

Menge2

Durchschnittl. THG-Intensität

Reduktion vorgelagerter Emissionen5

Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010

in Liter

in Energie

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

KN-Code

THG- Intensität4

Einzelstoff

KN-Code

THG- Intensität4

nachhaltig (JA/NEIN)

 

Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.1 (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.m (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

 

k

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

KN-Code2

THG- Intensität4

Einzelstoff

KN-Code2

THG- Intensität4

nachhaltig (JA/NEIN)

 

Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.1 (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.m (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

 


Kraftstoff — Gemeinsame Anbieter

Eintrag

Gemeins. Bericht (JA/ NEIN)

Land

Anbieter1

Kraftstoffart7

KN-Code des Kraftstoffs7

Menge2

Durchschnittl. THG-Intensität

Reduktion vorgelagerter Emissionen5

Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010

in Liter

in Energie

1

JA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

JA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Zwischensumme

 

 

 

 

 

 

KN-Code

THG- Intensität4

Einzelstoff

KN-Code

THG- Intensität4

nachhaltig (JA/NEIN)

 

Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.1 (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.m (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

 

k

JA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

JA

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Zwischensumme

 

 

 

 

 

 

KN-Code2

THG- Intensität4

Einzelstoff

KN-Code2

THG- Intensität4

nachhaltig (JA/NEIN)

 

Komponente F.1 (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.1 (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

Komponente F.n (Fossiler Kraftstoff)

Komponente B.m (Biokraftstoff)

 

 

 

 

 

 

 

 


Elektrischer Strom

Gemeins. Bericht (JA/NEIN)

Land

Anbieter1

Energieart7

Menge6

THG-Intensität

Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010

in Energie

NEIN

 

 

 

 

 

 


Angaben gemeinsamer Anbieter

 

Land

Anbieter1

Energieart7

Menge6

THG-Intensität

Reduktion gegenüber dem Durchschnitt von 2010

in Energie

JA

 

 

 

 

 

 

JA

 

 

 

 

 

 

 

Zwischensumme

 

 

 

 

 


Ursprung — Einzelner Anbieter8

Eintrag 1

Komponente F.1

Eintrag 1

Komponente F.n

Eintrag k

Komponente F.1

Eintrag k

Komponente F.n

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Eintrag 1

Komponente B.1

Eintrag 1

Komponente B.m

Eintrag k

Komponente B.1

Eintrag k

Komponente B.m

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Ursprung — Gemeinsame Anbieter8

Eintrag 1

Komponente F.1

Eintrag 1

Komponente F.n

Eintrag k

Komponente F.1

Eintrag k

Komponente F.n

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

Handelsname des Rohstoffs

API-Grad3

Tonnen

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Eintrag 1

Komponente B.1

Eintrag 1

Komponente B.m

Eintrag k

Komponente B.1

Eintrag k

Komponente B.m

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

Bio Herstellweg

API-Grad3

Tonnen

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Erwerbsort9

Eintrag

Komponente

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

Name der Raffinerie/Verarb.-anlage

Land

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Gesamtmenge der vom Mitgliedstaat übermittelten Energie und erreichte Reduktion

Menge (in Energie)10

THG-Intensität

Reduktion gegenüber dem Durchschnitt 2010

 

 

 

Hinweise zum Format

Die Vorlage für den Bericht von Anbietern ist mit der Vorlage des Berichts der Mitgliedstaaten identisch.

Grau unterlegte Felder sind nicht auszufüllen.

(1)

Die Verbrauchsteuernummer des Anbieters ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe a definiert;

(2)

die Kraftstoffmenge ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe c definiert;

(3)

der API-Grad (Grad nach dem American Petroleum Institute (API)) ist gemäß der Prüfmethode ASTM D287 definiert;

(4)

die Treibhausintensität ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe e definiert;

(5)

die UER ist in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe d definiert; die Berichterstattungsvorschriften sind in Anhang I Teil 2 Ziffer 1 definiert;

(6)

die Menge des elektrischen Stroms ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 6 definiert;

(7)

Kraftstoffarten und die entsprechenden KN-Codes sind in Anhang I Teil 1 Ziffer 3 Buchstabe b definiert;

(8)

der Ursprung ist in Anhang I Teil 2 Ziffer 2 und Ziffer 4 definiert;

(9)

der Erwerbsort ist in Anhang I Teil 2 Ziffern 3 und 4 definiert;

(10)

die Gesamtmenge der verbrauchten Energie (Kraftstoff und elektrischer Strom).


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