32015L0652

EUR-Lex

Access to European Union law

This document is an excerpt from the EUR-Lex website

EUROPA
EUR-Lex home
Dyrektywa - 2015/652 - EN - EUR-Lex

Help

Search tips

Need more search options? Use the Advanced search

Document 32015L0652

Help

Dyrektywa Rady (UE) 2015/652 z dnia 20 kwietnia 2015 r. ustanawiająca metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych

Dz.U. L 107 z 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)

Legal status of the document In force: This act has been changed. Current consolidated version: 24/12/2018

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

HTML

PDF

Official Journal

25.4.2015

Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

L 107/26

DYREKTYWA RADY (UE) 2015/652

z dnia 20 kwietnia 2015 r.

ustanawiająca metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych

RADA UNII EUROPEJSKIEJ,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

uwzględniając dyrektywę 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 1998 r. odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 93/12/EWG (1), w szczególności jej art. 7a ust. 5,

uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1)

Przy zastosowaniu metody obliczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i z innej energii ze źródeł niebiologicznych, która ma być określona zgodnie z art. 7a ust. 5 dyrektywy 98/70/WE, sprawozdawczość powinna być wystarczająco dokładna, aby Komisja mogła dokonać krytycznej oceny wywiązywania się przez dostawców z ich obowiązków określonych w art. 7a ust. 2 tej dyrektywy. Metoda obliczania powinna zapewniać dokładność, uwzględniając przy tym złożoność powiązanych wymogów administracyjnych. Jednocześnie powinna ona zachęcać dostawców do redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych dostarczanego przez nich paliwa. Wpływ metody obliczania na rafinerie w Unii wymaga również starannego rozważenia. Metoda obliczania powinna zatem opierać się na średnich wartościach intensywności emisji gazów cieplarnianych stanowiących średnią wartość w danym sektorze, która jest typowa dla określonego paliwa. Zaletą takiego podejścia byłoby zmniejszenie obciążenia administracyjnego dla dostawców i państw członkowskich. Na tym etapie zastosowanie proponowanej metody obliczania nie powinno wymagać rozróżnienia intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliwa w zależności od źródła surowca, gdyż miałoby to wpływ na bieżące inwestycje w niektórych rafineriach w Unii.

(2)

W kontekście art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy w jak największym stopniu zminimalizować wymogi w zakresie sprawozdawczości w odniesieniu do dostawców będących małymi i średnimi przedsiębiorstwami (MŚP) w rozumieniu zalecenia Komisji 2003/361/WE (2). Podobnie nie należy wymagać od importerów benzyny i oleju napędowego, które są rafinowane poza Unią, dostarczania szczegółowych informacji dotyczących źródeł ropy naftowej stosowanej do produkcji tych paliw, gdyż informacje takie mogą być niedostępne lub trudne do zdobycia.

(3)

W celu zachęcania do dalszej redukcji emisji gazów cieplarnianych należy włączyć do obliczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia w odniesieniu do danego dostawcy zgłoszone ograniczenia pochodzące z redukcji emisji w segmencie wydobywczym, w tym ze spalania na pochodniach i uwalniania gazów do atmosfery. Aby ułatwić dostawcom zgłaszanie redukcji emisji w segmencie wydobywczym, należy zezwolić na stosowanie różnych systemów emisji do obliczania i certyfikacji redukcji emisji. Kwalifikowalne powinny być wyłącznie te projekty redukcji emisji w segmencie wydobywczym, które rozpoczynają się po dniu ustanowienia podstawowej normy dla paliw, określonym w art. 7a ust. 5 lit. b) dyrektywy 98/70/WE, tj. po dniu 1 stycznia 2011 r.

(4)	Średnie ważone wartości standardowych emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do ropy naftowej wykorzystywanej w Unii zapewniają prostą metodę obliczania, dzięki której dostawcy mogą określić zawartość gazów cieplarnianych w dostarczanym przez nich paliwie.

(5)	Szacowanie i zatwierdzanie redukcji emisji w segmencie wydobywczym powinno odbywać zgodnie z zasadami i normami określonymi w normach międzynarodowych, w szczególności ISO 14064, ISO 14065 oraz ISO 14066.

(6)

Ponadto należy ułatwiać wdrożenie przez państwa członkowskie prawodawstwa dotyczącego redukcji emisji w segmencie wydobywczym, w tym ze spalania na pochodniach i uwalniania gazów do atmosfery. W tym celu należy pod auspicjami Komisji przygotować nieustawodawcze wskazówki dotyczące podejść do kwantyfikacji, weryfikacji, walidacji, monitorowania i sprawozdawczości w odniesieniu do takich redukcji emisji w segmencie wydobywczym (w tym redukcji przy spalaniu na pochodniach i uwalnianiu gazów do atmosfery) przed końcem okresu transpozycji przewidzianego w art. 7 niniejszej dyrektywy.

(7)

W art. 7a ust. 5 lit. b) dyrektywy 98/70/WE wymaga się ustanowienia metodologii służącej określeniu podstawowej normy dla paliw w oparciu o emisje gazów cieplarnianych w cyklu życia w przeliczeniu na jednostkę energii z paliw kopalnych w 2010 r. Podstawowa norma dla paliw powinna opierać się na ilości wykorzystywanego oleju napędowego, benzyny, oleju napędowego przeznaczonego do stosowania w maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach, gazu płynnego (LPG) i sprężonego gazu ziemnego (CNG) przy zastosowaniu danych zgłoszonych oficjalnie przez państwa członkowskie do celów Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu (UNFCCC) w 2010 r. Podstawowa norma dla paliw nie powinna być odpowiednikiem kopalnym stosowanym do obliczania ograniczenia emisji gazów cieplarnianych z biopaliw, który powinien pozostać taki, jak określono w załączniku IV do dyrektywy 98/70/WE.

(8)

W związku z tym, że skład stosownej mieszanki paliw kopalnych zmienia się corocznie w niewielkim stopniu, zagregowane odchylenie intensywności emisji gazów cieplarnianych z paliw kopalnych z roku na rok również będzie niewielkie. Podstawowa norma dla paliw powinna być zatem oparta na danych dotyczących średniego zużycia w Unii w 2010 r. zgłoszonych przez państwa członkowskie do celów UNFCCC.

(9)

Podstawowa norma dla paliw powinna odzwierciedlać średnią intensywność emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym oraz intensywność paliwa rafinerii o średniej złożoności dla paliw kopalnych. Podstawową normę dla paliw należy zatem obliczać z zastosowaniem odpowiednich średnich wartości standardowych dla paliw. Podstawowa norma dla paliw powinna pozostać niezmieniona przez okres do 2020 r. w celu zapewnienia dostawcom pewności regulacyjnej w odniesieniu do ich obowiązków w zakresie redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych z dostarczanych przez nich paliw.

(10)

Art. 7a ust. 5 lit. d) dyrektywy 98/70/WE przewiduje przyjęcie metodologii obliczania wkładu elektrycznych pojazdów drogowych w celu zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia. Zgodnie z tym artykułem taka metoda obliczania powinna być zgodna z art. 3 ust. 4 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE (3). W celu zapewnienia takiej zgodności ten sam współczynnik dostosowania należy zastosować w odniesieniu do wydajności mechanizmu napędowego.

(11)

Energia elektryczna dostarczana do wykorzystania w pojazdach drogowych może być przedmiotem sprawozdawczości ze strony dostawców w ramach ich corocznych sprawozdań przedkładanych państwom członkowskim, zgodnie z art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE. Aby ograniczyć koszty administracyjne, metoda obliczania stosowana do celów sprawozdawczości dostawcy powinna opierać się na danych szacunkowych, a nie na faktycznych pomiarach zużycia energii elektrycznej w elektrycznych pojazdach drogowych lub motocyklach.

(12)

W przypadkach, w których przetwarzanie biopaliwa i paliwa kopalnego odbywa się podczas tego samego procesu, należy przyjąć szczegółowe podejście do szacowania ilości i intensywności emisji gazów cieplarnianych z biopaliw. Wymaga to szczególnej metody, gdyż uzyskana ilość biopaliwa nie jest mierzalna, na przykład podczas wspólnej hydrorafinacji olejów roślinnych z paliwem kopalnym. Art. 7d ust. 1 dyrektywy 98/70/WE stanowi, że emisje gazów cieplarnianych biopaliw w całym cyklu życia, do celów art. 7a i art. 7b ust. 2 tej dyrektywy, należy obliczać z zastosowaniem tej samej metody. W związku z tym certyfikacja emisji gazów cieplarnianych w ramach uznanych dobrowolnych systemów jest tak samo właściwa do celów art. 7a, jak i do celów art. 7b ust. 2 dyrektywy 98/70/WE.

(13)

Wymóg sprawozdawczości dostawcy ustanowiony w art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy uzupełnić o zharmonizowany format i zharmonizowane definicje danych objętych sprawozdawczością. Harmonizacja definicji danych jest konieczna w celu właściwego przeprowadzania obliczeń intensywności emisji gazów cieplarnianych w powiązaniu z obowiązkami indywidualnego dostawcy w zakresie sprawozdawczości, gdyż dane te stanowią kluczowy wkład do metody obliczania zharmonizowanej zgodnie z art. 7a ust. 5 lit. a) dyrektywy 98/70/WE. Dane te obejmują dane identyfikacyjne dostawcy, ilość paliwa lub energii wprowadzoną do obrotu oraz rodzaj paliwa lub energii wprowadzony do obrotu.

(14)

Wymóg sprawozdawczości dostawcy ustanowiony w art. 7a ust. 1 dyrektywy 98/70/WE należy uzupełnić o zharmonizowane wymogi w zakresie sprawozdawczości, format sprawozdawczości oraz zharmonizowane definicje na użytek przedkładanych przez państwo członkowskie sprawozdań dotyczących poziomu emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw wykorzystywanych w Unii. Wspominanie wymogi w zakresie sprawozdawczości umożliwią w szczególności aktualizację odpowiednika kopalnego opisanego w części C pkt 19 załącznika IV do dyrektywy 98/70/WE oraz części C pkt 19 załącznika V do dyrektywy 2009/28/WE, a także ułatwią sprawozdawczość wymaganą zgodnie z art. 8 ust. 3 i art. 9 ust. 2 dyrektywy 98/70/WE oraz dostosowanie metody obliczania do postępu technicznego i naukowego w celu zapewnienia osiągnięcia jej zamierzonego celu. Dane te powinny obejmować ilość paliwa lub energii wprowadzoną do obrotu oraz rodzaj paliwa lub energii, miejsce zakupu i pochodzenie paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu.

(15)

Państwa członkowskie powinny zezwolić dostawcom na wypełnianie ich obowiązków w zakresie sprawozdawczości w oparciu o dane równoważne zbierane zgodnie z innymi przepisami Unii lub przepisami krajowymi w celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego, pod warunkiem że sprawozdawczość prowadzona jest zgodnie z wymogami określonymi w załączniku IV oraz z definicjami określonymi w załącznikach I i III.

(16)

W celu ułatwienia sprawozdawczości grupom dostawców zgodnie z art. 7a ust. 4 dyrektywy 98/70/WE, art. 7a ust. 5 lit. c) tej dyrektywy pozwala na przyjęcie wszelkich koniecznych przepisów. Ułatwianie takiej sprawozdawczości jest pożądane w celu uniknięcia zakłócenia fizycznego przemieszczania paliw, ponieważ różni dostawcy wprowadzają do obrotu różne paliwa w różnych proporcjach i z tego powodu mogą być zmuszeni do angażowania różnych poziomów zasobów, aby osiągnąć cel redukcji emisji gazów cieplarnianych. Konieczne jest zatem zharmonizowanie definicji danych identyfikacyjnych dostawców, ilości paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu, rodzaju paliwa lub energii, miejsca zakupu i pochodzenia paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu. Ponadto, aby unikać podwójnego liczenia w przypadku wspólnej sprawozdawczości dostawców zgodnie z art. 7a ust. 4, należy zharmonizować wdrażanie w państwach członkowskich metody obliczania i sprawozdawczości, w tym sprawozdawczości dla Komisji, tak aby wymagane informacje pochodzące od grupy dostawców odnosiły się do konkretnego państwa członkowskiego.

(17)

Zgodnie z art. 8 ust. 3 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie mają składać corocznie sprawozdanie zawierające krajowe dane o jakości paliwa za poprzedni rok kalendarzowy, sporządzone zgodnie z formatem określonym w decyzji Komisji 2002/159/WE (4). W celu uwzględnienia zmian wprowadzonych do dyrektywy 98/70/WE dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE (5) i późniejszych dodatkowych obowiązków państw członkowskich w zakresie sprawozdawczości oraz mając na uwadze skuteczność i harmonizację, konieczne jest wyjaśnienie, które informacje powinny podlegać sprawozdawczości, a także przyjęcie formatu przedstawiania danych przez dostawców i państwa członkowskie.

(18)	W dniu 23 lutego 2012 r. Komisja przedstawiła projekt środka komitetowi ustanowionemu dyrektywą 98/70/WE. Komitet nie był w stanie przyjąć opinii wymaganą większością kwalifikowaną. W związku z tym Komisja powinna przedstawić Radzie wniosek zgodnie z art. 5a ust. 4 decyzji Rady 1999/468/WE (6),

PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DYREKTYWĘ:

Artykuł 1

Przedmiot i zakres stosowania

1. Niniejsza dyrektywa ustanawia przepisy dotyczące metod obliczania i wymogów w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE.

2. Niniejsza dyrektywa ma zastosowanie do paliw stosowanych do napędzania pojazdów drogowych, maszyn jezdnych nieporuszających się po drogach (w tym statków żeglugi śródlądowej, gdy nie znajdują się na morzu), ciągników rolniczych i leśnych, rekreacyjnych jednostek pływających, gdy nie znajdują się na morzu, a także do energii elektrycznej przeznaczonej do stosowania w pojazdach drogowych.

Artykuł 2

Definicje

Do celów niniejszej dyrektywy i w uzupełnieniu definicji zawartych już w dyrektywie 98/70/WE stosuje się następujące definicje:

1)	„emisje w segmencie wydobywczym” oznaczają wszystkie emisje gazów cieplarnianych występujące przed wprowadzeniem surowca do rafinerii lub zakładu przetwórczego, w których wyprodukowano paliwo, jak określono w załączniku I;

„bitum naturalny” oznacza każde źródło surowca rafineryjnego:

a)	którego gęstość mierzona w stopniach Amerykańskiego Instytutu Naftowego (API) wynosi 10 stopni lub mniej, gdy znajduje się w złożu w miejscu wydobycia, zgodnie z metodą badawczą Amerykańskiego Stowarzyszenia Badań i Materiałów (ASTM) (7) D287;

b)	którego roczna średnia lepkość w temperaturze złoża jest większa niż lepkość obliczona na podstawie równania: lepkość (wyrażona w centypuazach) = 518,98e-0,038T; gdzie T oznacza temperaturę wyrażoną w stopniach Celsjusza;

c)	które wchodzi w zakres definicji piasków bitumicznych objętych kodem CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87 (8); oraz

d)	w przypadku którego wydobycie surowca odbywa się przy użyciu technik wydobycia górniczego lub termicznych metod intensyfikacji wydobycia, w których energia cieplna pochodzi głównie z innych źródeł niż samo źródło surowca;

„łupek naftowy” oznacza każde źródło surowca rafineryjnego znajdujące się w formacji skalnej, zawierające kerogen w formie stałej i wchodzące w zakres definicji łupków naftowych objętych kodem CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87. Wydobycie surowca ze źródła odbywa się przy użyciu technik wydobycia górniczego lub termicznych metod intensyfikacji wydobycia;

4)	„podstawowa norma dla paliw” oznacza podstawową normę dla paliw w oparciu o emisje gazów cieplarnianych w cyklu życia w przeliczeniu na jednostkę energii z paliw kopalnych w 2010 r.;

„konwencjonalna ropa naftowa” oznacza każdy surowiec rafineryjny, którego gęstość mierzona w stopniach API wynosi powyżej 10 stopni, gdy znajduje się w złożu w miejscu wydobycia, zgodnie z metodą badawczą ASTM D287, i który nie wchodzi w zakres definicji odpowiadającej kodowi CN 2714, jak określono w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87.

Artykuł 3

Metoda obliczania intensywności emisji gazów cieplarnianych dostarczanych paliw i energii innych niż biopaliwa oraz prowadzenia sprawozdawczości przez dostawców

1. Do celów art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie zapewniają stosowanie przez dostawców metody obliczania określonej w załączniku I do niniejszej dyrektywy w celu określenia intensywności emisji gazów cieplarnianych dostarczanych przez nich paliw.

2. Do celów art. 7a ust. 1 akapit drugi i art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie wymagają od dostawców przedstawiania w ich sprawozdaniach danych z zastosowaniem definicji i metody obliczania określonych w załączniku I do niniejszej dyrektywy. Dane przedkłada się corocznie przy zastosowaniu wzoru określonego w załączniku IV do niniejszej dyrektywy.

3. Do celów art. 7a ust. 4 dyrektywy 98/70/WE każde państwo członkowskie zapewnia, aby grupa dostawców, która chce być uznawana za jednego dostawcę, wypełniała w tym państwie członkowskim swoje obowiązki wynikające z art. 7a ust. 2.

4. W odniesieniu do dostawców będących MŚP państwa członkowskie stosują uproszczoną metodę określoną w załączniku I do niniejszej dyrektywy.

Artykuł 4

Obliczanie podstawowej normy dla paliw i redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych

Do celów weryfikacji przestrzegania przez dostawców ich obowiązków wynikających z art. 7a ust. 2 dyrektywy 98/70/WE państwa członkowskie wymagają od dostawców porównywania osiągniętej przez nich redukcji emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw i energii elektrycznej z podstawową normą dla paliw określoną w załączniku II do niniejszej dyrektywy.

Artykuł 5

Sprawozdawczość państw członkowskich

1. Przedkładając Komisji sprawozdania zgodnie z art. 8 ust. 3 dyrektywy 98/70/WE, państwa członkowskie dostarczają Komisji dane związane ze zgodnością z art. 7a tej dyrektywy, jak określono w załączniku III do niniejszej dyrektywy.

2. W celu zgłaszania danych określonych w załączniku III do niniejszej dyrektywy państwa członkowskie stosują narzędzia ReportNet Europejskiej Agencji Środowiska udostępnione zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009 (9). Państwa członkowskie przesyłają dane za pośrednictwem elektronicznego transferu danych do centralnej bazy danych zarządzanej przez Europejską Agencję Środowiska.

3. Dane dostarcza się corocznie przy użyciu wzoru określonego w załączniku IV. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o dacie przekazania oraz podają nazwę wyznaczonego do kontaktów właściwego organu odpowiedzialnego za weryfikację danych i ich przekazywanie do Komisji.

Artykuł 6

Sankcje

Państwa członkowskie ustanawiają przepisy dotyczące sankcji mających zastosowanie w przypadku naruszenia przepisów krajowych przyjętych na podstawie niniejszej dyrektywy i podejmują wszelkie niezbędne środki w celu zapewnienia ich wdrożenia. Przewidziane sankcje muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o tych przepisach do dnia 21 kwietnia 2017 r. oraz niezwłocznie powiadamiają ją o wszelkich późniejszych zmianach mających wpływ na te przepisy.

Artykuł 7

Transpozycja

1. Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy najpóźniej do dnia 21 kwietnia 2017 r. Niezwłocznie przekazują Komisji tekst tych przepisów.

2. Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Metody dokonywania takiego odniesienia określane są przez państwa członkowskie.

3. Państwa członkowskie przekazują Komisji tekst podstawowych przepisów prawa krajowego przyjętych w dziedzinie objętej niniejszą dyrektywą.

Artykuł 8

Wejście w życie

Niniejsza dyrektywa wchodzi w życie dwudziestego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Artykuł 9

Adresaci

Niniejsza dyrektywa skierowana jest do państw członkowskich.

Sporządzono w Luksemburgu dnia 20 kwietnia 2015 r.

W imieniu Rady

J. DŪKLAVS

Przewodniczący

(1) Dz.U. L 350 z 28.12.1998, s. 58.

(2) Zalecenie Komisji 2003/361/WE z dnia 6 maja 2003 r. dotyczące definicji mikroprzedsiębiorstw oraz małych i średnich przedsiębiorstw (Dz.U. L 124 z 20.5.2003, s. 36).

(3) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16).

(4) Decyzja Komisji 2002/159/WE z dnia 18 lutego 2002 r. w sprawie wspólnego formatu dokumentów zawierających zestawienie krajowych danych dotyczących jakości paliwa (Dz.U. L 53 z 23.2.2002, s. 30).

(5) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 88).

(6) Decyzja Rady 1999/468/WE z dnia 28 czerwca 1999 r. ustanawiająca warunki wykonywania uprawnień wykonawczych przyznanych Komisji (Dz.U. L 184 z 17.7.1999, s. 23).

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

(8) Rozporządzenie Rady (EWG) nr 2658/87 z dnia 23 lipca 1987 r. w sprawie nomenklatury taryfowej i statystycznej oraz w sprawie Wspólnej Taryfy Celnej (Dz.U. L 256 z 7.9.1987, s. 1).

(9) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009 z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie Europejskiej Agencji Środowiska oraz Europejskiej Sieci Informacji i Obserwacji Środowiska (Dz.U. L 126 z 21.5.2009, s. 13).

ZAŁĄCZNIK I

METODA OBLICZANIA INTENSYWNOŚCI EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH W CYKLU ŻYCIA PALIW I ENERGII ORAZ PROWADZENIA SPRAWOZDAWCZOŚCI W TYM ZAKRESIE PRZEZ DOSTAWCÓW

Część 1

Obliczanie intensywności emisji gazów cieplarnianych paliw i energii w odniesieniu do danego dostawcy

Intensywność emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw i energii wyraża się w gramach ekwiwalentu dwutlenku węgla na megadżul (MJ) paliwa (gCO2eq/MJ).

Gazy cieplarniane uwzględniane do celów obliczenia intensywności emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliwa to dwutlenek węgla (CO2), podtlenek azotu (N2O) i metan (CH4). Do celów obliczania ekwiwalentu CO2 emisje tych gazów przybierają w odniesieniu do emisji ekwiwalentu CO2 następujące wartości:

CO2: 1;

CH4: 25;

N2O: 298

2.	Przy obliczaniu emisji gazów cieplarnianych nie uwzględnia się emisji pochodzących z produkcji maszyn i urządzeń stosowanych przy wydobyciu, wytwarzaniu, rafinacji i wykorzystywaniu paliw kopalnych.

Intensywność emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia wszystkich dostarczanych paliw i energii w odniesieniu do danego dostawcy oblicza się według następującego wzoru:

gdzie:

„#” oznacza dane identyfikacyjne dostawcy (tj. dane identyfikacyjne podmiotu zobowiązanego do zapłaty akcyzy) określone w rozporządzeniu Komisji (WE) nr 684/2009 (1) jako numer akcyzowy podmiotu (numer akcyzowy systemu wymiany informacji dotyczących podatku akcyzowego (SEED) lub numer identyfikacyjny podatku od wartości dodanej (VAT) w tabeli 1 pkt 5 lit. a) w załączniku I do tego rozporządzenia w przypadku kodów rodzaju miejsca przeznaczenia 1–5 i 8), który jest również podmiotem zobowiązanym do zapłaty akcyzy zgodnie z art. 8 dyrektywy Rady 2008/118/WE (2) w momencie, gdy akcyza staje się wymagalna zgodnie z art. 7 ust. 2 dyrektywy 2008/118/WE. Jeżeli takie dane identyfikacyjne nie są dostępne, państwa członkowskie zapewniają ustanowienie równoważnych środków identyfikacyjnych zgodnie z krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy;

„x” oznacza rodzaje paliwa i energii objęte zakresem niniejszej dyrektywy, jak określono w tabeli 1 pkt 17 lit. c) w załączniku I do rozporządzenia (WE) nr 684/2009. Jeżeli dane te nie są dostępne, państwa członkowskie gromadzą dane równoważne zgodnie z przyjętym krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy;

„MJx” oznacza całkowitą dostarczoną energię przeliczoną w oparciu o ujęte w sprawozdaniu ilości paliwa „x” i wyrażoną w megadżulach. Oblicza się ją w następujący sposób:

(i)

Ilość każdego paliwa według rodzaju paliwa

Otrzymuje się ją z danych ujętych w sprawozdaniu zgodnie z tabelą 1 pkt 17 lit. d), f) i o) w załączniku I do rozporządzenia (WE) nr 684/2009. Ilości biopaliwa przelicza się na ich zawartość energetyczną określoną na podstawie wartości opałowej dolnej zgodnie z gęstościami energii określonymi w załączniku III do dyrektywy 2009/28/WE. Ilości paliw innych niż biopaliwa przelicza się na ich zawartość energetyczną określoną na podstawie wartości opałowej dolnej zgodnie z gęstościami energii określonymi w załączniku 1 do sprawozdania Well-to-tank sporządzonego przez Wspólne Centrum Badawcze-EUCAR-CONCAWE (JEC) (3) (wersja 4) z lipca 2013 r. (4).

(ii)

Jednoczesne wspólne przetwarzanie paliw kopalnych i biopaliw

Przetwarzanie obejmuje wszelkie modyfikacje dokonywane podczas cyklu życia dostarczonego paliwa lub dostarczonej energii, powodujące zmianę w strukturze molekularnej produktu. Dodanie denaturantu nie wchodzi w zakres takiego przetwarzania. Ilość biopaliw przetwarzanych wspólnie z paliwami pochodzenia niebiologicznego odzwierciedla stan biopaliwa po przetworzeniu. Ilość wspólnie przetwarzanego biopaliwa otrzymuje się zgodnie z bilansem energetycznym i wydajnością procesu wspólnego przetwarzania, jak określono w części C pkt 17 załącznika IV do dyrektywy 98/70/WE.

W przypadku mieszania wielu biopaliw z paliwami kopalnymi dostawcy uwzględniają w obliczeniu i ujmują w sprawozdaniu dla państw członkowskich ilość i rodzaj każdego biopaliwa.

Ilość dostarczonego biopaliwa, które nie spełnia kryteriów zrównoważonego rozwoju, o których mowa w art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE, liczy się jako paliwo kopalne.

Do celów art. 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 443/2009 (5) mieszankę benzyny z etanolem (E85) oblicza się jako oddzielne paliwo.

Jeżeli dane dotyczące ilości nie są gromadzone zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 684/2009, państwa członkowskie gromadzą dane równoważne zgodnie z przyjętym krajowym systemem sprawozdawczości w zakresie akcyzy.

(iii)

Ilość zużytej energii elektrycznej

Jest to ilość energii elektrycznej zużytej w pojazdach drogowych lub motocyklach, w przypadku gdy dostawca ujmuje tę ilość w sprawozdaniu dla odpowiedniego organu każdego państwa członkowskiego zgodnie z następującym wzorem:

Zużyta energia elektryczna = przebyty dystans (km) × wydajność zużycia energii elektrycznej (MJ/km);

Redukcja emisji w segmencie wydobywczym

„Redukcja emisji w segmencie wydobywczym” oznacza redukcję emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym zgłoszoną przez dostawcę, mierzoną w gCO2eq, jeżeli jest określona ilościowo i ujęta w sprawozdawczości zgodnie z określonymi niżej wymogami.

(i)

Kwalifikowalność

Redukcja emisji w segmencie wydobywczym ma zastosowanie wyłącznie w odniesieniu do części średnich wartości standardowych dla benzyny, oleju napędowego, sprężonego gazu ziemnego lub gazu płynnego (LPG) pochodzącej z segmentu wydobywczego.

Redukcję emisji w segmencie wydobywczym pochodzącą z któregokolwiek państwa można obliczyć jako redukcję emisji gazów cieplarnianych względem paliw pochodzących z jakiegokolwiek źródła surowców dostarczanych przez jakiegokolwiek dostawcę.

Redukcję emisji w segmencie wydobywczym oblicza się tylko, jeżeli jest ona związana z projektami, które rozpoczęły się po dniu 1 stycznia 2011 r.

Nie jest konieczne udowadnianie, że redukcja emisji w segmencie wydobywczym nie miałaby miejsca bez wymogu w zakresie sprawozdawczości określonego w art. 7a dyrektywy 98/70/WE.

(ii)

Obliczanie

Szacowanie i zatwierdzanie redukcji emisji w segmencie wydobywczym odbywa się zgodnie z zasadami i normami określonymi w normach międzynarodowych, w szczególności ISO 14064, ISO 14065 i ISO 14066.

Redukcja emisji w segmencie wydobywczym oraz emisje na poziomie bazowym mają być objęte monitorowaniem, sprawozdawczością i weryfikacją zgodnie z normą ISO 14064, a otrzymane wyniki mają mieć stopień wiarygodności równoważny stopniowi wiarygodności przewidzianemu w rozporządzeniu Komisji (UE) nr 600/2012 (6) i rozporządzeniu Komisji (UE) nr 601/2012 (7). Weryfikacja metod szacowania redukcji emisji w segmencie wydobywczym musi odbywać się zgodnie z normą ISO 14064-3, a organizacja przeprowadzająca tę weryfikację musi być akredytowana zgodnie z normą ISO 14065;

„GHGix” oznacza intensywność emisji gazów cieplarnianych paliwa lub energii „x” wyrażoną w gCO2eq/MJ. Dostawcy obliczają intensywność emisji gazów cieplarnianych każdego paliwa lub energii w następujący sposób:

(i)	intensywność emisji gazów cieplarnianych paliw pochodzenia niebiologicznego oznacza „ważoną intensywność emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia” w podziale na rodzaje paliwa określoną w ostatniej kolumnie tabeli w części 2 pkt 5 niniejszego załącznika;

(ii)	energię elektryczną oblicza się zgodnie z częścią 2 pkt 6;

(iii)

Intensywność emisji gazów cieplarnianych biopaliw

Intensywność emisji gazów cieplarnianych biopaliw spełniających kryteria zrównoważonego rozwoju, o których mowa w art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE, oblicza się zgodnie z art. 7d tej dyrektywy. W przypadku gdy dane dotyczące emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia biopaliw zostały pozyskane zgodnie z umową lub systemem będącym przedmiotem decyzji na podstawie art. 7c ust. 4 dyrektywy 98/70/WE, które obejmują art. 7b ust. 2 tej dyrektywy, dane te są należy również wykorzystywać w celu ustalenia intensywności emisji gazów cieplarnianych biopaliw zgodnie z art. 7b ust. 1 tej dyrektywy. Intensywność emisji gazów cieplarnianych biopaliw niespełniających kryteriów zrównoważonego rozwoju, o których mowa w art. 7b ust. 1 dyrektywy 98/70/WE, jest równa intensywności emisji gazów cieplarnianych odpowiadającego im paliwa kopalnego otrzymanego z konwencjonalnej ropy lub konwencjonalnego gazu;

(iv)	Jednoczesne wspólne przetwarzanie paliw pochodzenia niebiologicznego i biopaliw Intensywność emisji gazów cieplarnianych biopaliw przetwarzanych wspólnie z paliwami kopalnymi odzwierciedla stan biopaliwa po przetworzeniu;

„AF” stanowi czynnik dostosowania w odniesieniu do wydajności mechanizmu napędowego:

Przeważająca technologia przekształcenia	Współczynnik wydajności
Silnik spalinowy wewnętrznego spalania	1
Elektryczny mechanizm napędowy o napędzie akumulatorowym	0,4
Elektryczny mechanizm napędowy o napędzie w postaci wodorowego ogniwa paliwowego	0,4

Część 2

Sprawozdawczość prowadzona przez dostawców paliw innych niż biopaliwa

1. Redukcja emisji paliw kopalnych w segmencie wydobywczym

Aby redukcja emisji w segmencie wydobywczym była kwalifikowalna do celów sprawozdawczości i metody obliczania, dostawcy ujmują w sprawozdaniu dla organów wyznaczonych przez państwa członkowskie następujące informacje:

a)	datę rozpoczęcia projektu, która musi być późniejsza niż dzień 1 stycznia 2011 r.;

b)	roczną redukcję emisji wyrażoną w gCO2eq;

c)	okres, w którym zgłoszona redukcja emisji miała miejsce;

d)	lokalizację projektu najbliżej źródła emisji wyrażoną we współrzędnych szerokości i długości geograficznej w stopniach do czwartego miejsca po przecinku;

e)	poziom bazowy emisji rocznych przed zastosowaniem środków redukcji emisji i roczne emisje po wdrożeniu tych środków, wyrażone w gCO2eq/MJ produkowanego surowca;

f)	jednorazowy numer certyfikatu jednoznacznie identyfikujący system i zgłoszoną redukcję emisji gazów cieplarnianych;

g)	jednorazowy numer jednoznacznie identyfikujący metodę obliczania i powiązany system;

h)	w przypadku gdy projekt odnosi się do wydobycia ropy, średni roczny historyczny i odnoszący się do roku sprawozdawczego współczynnik gazu do ropy w roztworze, ciśnienie w złożu, głębokość i tempo produkcji ropy naftowej w szybie naftowym.

2. Pochodzenie

„Pochodzenie” oznacza nazwę handlową surowca wymienioną w części 2 pkt 7 niniejszego załącznika, jednak wyłącznie w przypadkach, w których dostawcy posiadają niezbędne informacje z uwagi na:

a)	to, że są osobą lub przedsiębiorstwem, która lub które przywozi ropę naftową z państw trzecich lub otrzymuje dostawę ropy naftowej z innego państwa członkowskiego zgodnie z art. 1 rozporządzenia Rady (WE) nr 2964/95 (8); lub

b)	ustalenia dotyczące wymiany informacji uzgodnione z innymi dostawcami.

We wszystkich pozostałych przypadkach pochodzenie odnosi się do tego, czy paliwo pochodzi z UE czy spoza UE.

Informacje, które dostawcy zgromadzili i ujęli w sprawozdaniu dla państw członkowskich dotyczące pochodzenia paliw są poufne; nie stanowi to jednak zakazu publikacji przez Komisję ogólnych informacji lub informacji w formie podsumowania, które nie zawierają szczegółów związanych z poszczególnymi przedsiębiorstwami.

W odniesieniu do biopaliw pochodzenie oznacza ścieżkę produkcji biopaliwa określoną w załączniku IV do dyrektywy 98/70/WE.

W przypadku gdy wykorzystuje się wiele surowców, dostawcy ujmują w sprawozdaniu ilość produktu końcowego w tonach metrycznych każdego surowca produkowanego w odpowiednim zakładzie przetwórczym podczas roku sprawozdawczego.

3. Miejsce zakupu

„Miejsce zakupu” oznacza państwo i nazwę zakładu przetwórczego, w którym paliwo lub energia przeszły ostatnią istotną przeróbkę, stosowane do nadawania pochodzenia zgodnie z rozporządzeniem Komisji (EWG) nr 2454/93 (9).

4. MŚP

W drodze odstępstwa na rzecz dostawców będących MŚP„pochodzenie” i „miejsce zakupu” określa się odpowiednio jako UE lub poza UE, niezależnie od tego, czy przywożą oni ropę naftową czy dostarczają olej naftowy i ropę pozyskane z materiałów bitumicznych.

5. Średnie wartości standardowe intensywności emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw innych niż biopaliwa i energii elektrycznej

Źródło surowca i proces	Rodzaj paliwa wprowadzonego do obrotu	Intensywność emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia (gCO2eq/MJ)	Ważona intensywność emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia (gCO2eq/MJ)
Konwencjonalna ropa naftowa	Benzyna	93,2	93,3
Paliwo płynne z gazu ziemnego		94,3
Paliwo płynne z węgla		172
Bitum naturalny		107
Łupek naftowy		131,3
Konwencjonalna ropa naftowa	Oleje napędowe	95	95,1
Paliwo płynne z gazu ziemnego		94,3
Paliwo płynne z węgla		172
Bitum naturalny		108,5
Łupek naftowy		133,7
Jakiekolwiek źródła kopalne	Gaz płynny (LPG) w silniku o zapłonie iskrowym	73,6	73,6
Gaz ziemny, mieszanka UE	Sprężony gaz ziemny w silniku o zapłonie iskrowym	69,3	69,3
Gaz ziemny, mieszanka UE	Skroplony gaz ziemny w silniku o zapłonie iskrowym	74,5	74,5
Reakcja Sabatiera w przypadku wodoru pozyskiwanego w procesie elektrolizy z udziałem energii z niebiologicznych źródeł odnawialnych	Sprężony metan syntetyczny w silniku o zapłonie iskrowym	3,3	3,3
Gaz ziemny uzyskany w procesie reformingu parowego	Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym	104,3	104,3
Elektroliza całkowicie zasilana energią z niebiologicznych źródeł odnawialnych	Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym	9,1	9,1
Węgiel	Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym	234,4	234,4
Węgiel przy wychwytywaniu i składowaniu dwutlenku węgla z emisji procesowych	Sprężony wodór w wodorowym ogniwie paliwowym	52,7	52,7
Odpady z tworzyw sztucznych pochodzące z surowców kopalnych	Benzyna lub oleje napędowe	86	86

6. Energia elektryczna

W odniesieniu do sprawozdawczości dostawców energii elektrycznej wykorzystywanej w pojazdach elektrycznych i motocyklach państwa członkowskie powinny prowadzić obliczenia średnich krajowych wartości standardowych w cyklu życia zgodnie z odpowiednimi normami międzynarodowymi.

Państwa członkowskie mogą również zezwolić swoim dostawcom na określenie wartości jednostek intensywności emisji gazów cieplarnianych (gCO2eq/MJ) w odniesieniu do energii elektrycznej w oparciu o dane zawarte w sprawozdawczości państw członkowskich na podstawie:

a)	rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1099/2008 (10);

b)	rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (11); lub

c)	rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) nr 666/2014 (12).

7. Nazwa handlowa surowca

Państwo	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API	Siarka (ułamek masowy)
Abu Zabi	Al Bunduq	38,5	1,1
Abu Zabi	Mubarraz	38,1	0,9
Abu Zabi	Murban	40,5	0,8
Abu Zabi	Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine)	40,6	1
Abu Zabi	Umm Shaif (Abu Dhabi Marine)	37,4	1,5
Abu Zabi	Arzanah	44	0
Abu Zabi	Abu Al Bu Khoosh	31,6	2
Abu Zabi	Murban Bottoms	21,4	brak danych
Abu Zabi	Top Murban	21	brak danych
Abu Zabi	Upper Zakum	34,4	1,7
Algieria	Arzew	44,3	0,1
Algieria	Hassi Messaoud	42,8	0,2
Algieria	Zarzaitine	43	0,1
Algieria	Algerian	44	0,1
Algieria	Skikda	44,3	0,1
Algieria	Saharan Blend	45,5	0,1
Algieria	Hassi Ramal	60	0,1
Algieria	Algerian Condensate	64,5	brak danych
Algieria	Algerian Mix	45,6	0,2
Algieria	Algerian Condensate (Arzew)	65,8	0
Algieria	Algerian Condensate (Bejaia)	65,0	0
Algieria	Top Algerian	24,6	brak danych
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	brak danych
Angola	Cavala-1	42,3	brak danych
Angola	Sulele (South-1)	38,7	brak danych
Angola	Palanca	40	0,14
Angola	Malongo (North)	30	brak danych
Angola	Malongo (South)	25	brak danych
Angola	Nemba	38,5	0
Angola	Girassol	31,3	brak danych
Angola	Kuito	20	brak danych
Angola	Hungo	28,8	brak danych
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
Argentyna	Tierra del Fuego	42,4	brak danych
Argentyna	Santa Cruz	26,9	brak danych
Argentyna	Escalante	24	0,2
Argentyna	Canadon Seco	27	0,2
Argentyna	Hidra	51,7	0,05
Argentyna	Medanito	34,93	0,48
Armenia	Armenian Miscellaneous	brak danych	brak danych
Australia	Jabiru	42,3	0,03
Australia	Kooroopa (Jurassic)	42	brak danych
Australia	Talgeberry (Jurassic)	43	brak danych
Australia	Talgeberry (Up Cretaceous)	51	brak danych
Australia	Woodside Condensate	51,8	brak danych
Australia	Saladin-3 (Top Barrow)	49	brak danych
Australia	Harriet	38	brak danych
Australia	Skua-3 (Challis Field)	43	brak danych
Australia	Barrow Island	36,8	0,1
Australia	Northwest Shelf Condensate	53,1	0
Australia	Jackson Blend	41,9	0
Australia	Cooper Basin	45,2	0,02
Australia	Griffin	55	0,03
Australia	Buffalo Crude	53	brak danych
Australia	Cossack	48,2	0,04
Australia	Elang	56,2	brak danych
Australia	Enfield	21,7	0,13
Australia	Gippsland (Bass Strait)	45,4	0,1
Azerbejdżan	Azeri Light	34,8	0,15
Bahrajn	Bahrain Miscellaneous	brak danych	brak danych
Białoruś	Belarus Miscellaneous	brak danych	brak danych
Benin	Seme	22,6	0,5
Benin	Benin Miscellaneous	brak danych	brak danych
Belize	Belize Light Crude	40	brak danych
Belize	Belize Miscellaneous	brak danych	brak danych
Boliwia	Bolivian Condensate	58,8	0,1
Brazylia	Garoupa	30,5	0,1
Brazylia	Sergipano	25,1	0,4
Brazylia	Campos Basin	20	brak danych
Brazylia	Urucu (Upper Amazon)	42	brak danych
Brazylia	Marlim	20	brak danych
Brazylia	Brazil Polvo	19,6	1,14
Brazylia	Roncador	28,3	0,58
Brazylia	Roncador Heavy	18	brak danych
Brazylia	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	brak danych
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	brak danych
Kamerun	Moudi Heavy	21,3	brak danych
Kamerun	Ebome	32,1	0,35
Kamerun	Cameroon Miscellaneous	brak danych	brak danych
Kanada	Peace River Light	41	brak danych
Kanada	Peace River Medium	33	brak danych
Kanada	Peace River Heavy	23	brak danych
Kanada	Manyberries	36,5	brak danych
Kanada	Rainbow Light and Medium	40,7	brak danych
Kanada	Pembina	33	brak danych
Kanada	Bells Hill Lake	32	brak danych
Kanada	Fosterton Condensate	63	brak danych
Kanada	Rangeland Condensate	67,3	brak danych
Kanada	Redwater	35	brak danych
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	brak danych
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	brak danych
Kanada	Sarnium Condensate	57,7	brak danych
Kanada	Saskatchewan Light	32,9	brak danych
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	brak danych
Kanada	Canadian Common Condensate	55	brak danych
Kanada	Canadian Common	39	0,3
Kanada	Waterton Condensate	65,1	brak danych
Kanada	Panuke Condensate	56	brak danych
Kanada	Federated Light and Medium	39,7	2
Kanada	Wabasca	23	brak danych
Kanada	Hibernia	37,3	0,37
Kanada	BC Light	40	brak danych
Kanada	Boundary	39	brak danych
Kanada	Albian Heavy	21	brak danych
Kanada	Koch Alberta	34	brak danych
Kanada	Terra Nova	32,3	brak danych
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	brak danych
Kanada	Premium Albian Synthetic Heavy	20,9	brak danych
Kanada	Albian Residuum Blend (ARB)	20,03	2,62
Kanada	Christina Lake	20,5	3
Kanada	CNRL	34	brak danych
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	brak danych
Kanada	Western Canadian Resid	20,7	brak danych
Kanada	Christina Dilbit Blend	21,0	brak danych
Kanada	Christina Lake Dilbit	38,08	3,80
Czad	Doba Blend (Early Production)	24,8	0,14
Czad	Doba Blend (Later Production)	20,8	0,17
Chile	Chile Miscellaneous	brak danych	brak danych
Chiny	Taching (Daqing)	33	0,1
Chiny	Shengli	24,2	1
Chiny	Beibu	brak danych	brak danych
Chiny	Chengbei	17	brak danych
Chiny	Lufeng	34,4	brak danych
Chiny	Xijiang	28	brak danych
Chiny	Wei Zhou	39,9	brak danych
Chiny	Liu Hua	21	brak danych
Chiny	Boz Hong	17	0,282
Chiny	Peng Lai	21,8	0,29
Chiny	Xi Xiang	32,18	0,09
Kolumbia	Onto	35,3	0,5
Kolumbia	Putamayo	35	0,5
Kolumbia	Rio Zulia	40,4	0,3
Kolumbia	Orito	34,9	0,5
Kolumbia	Cano-Limon	30,8	0,5
Kolumbia	Lasmo	30	brak danych
Kolumbia	Cano Duya-1	28	brak danych
Kolumbia	Corocora-1	31,6	brak danych
Kolumbia	Suria Sur-1	32	brak danych
Kolumbia	Tunane-1	29	brak danych
Kolumbia	Casanare	23	brak danych
Kolumbia	Cusiana	44,4	0,2
Kolumbia	Vasconia	27,3	0,6
Kolumbia	Castilla Blend	20,8	1,72
Kolumbia	Cupiaga	43,11	0,082
Kolumbia	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	brak danych
Kongo (Brazzaville)	Nkossa	47	0,03
Kongo (Kinszasa)	Muanda	34	0,1
Kongo (Kinszasa)	Congo/Zaire	31,7	0,1
Kongo (Kinszasa)	Coco	30,4	0,15
Wybrzeże Kości Słoniowej	Espoir	31,4	0,3
Wybrzeże Kości Słoniowej	Lion Cote	41,1	0,101
Dania	Dan	30,4	0,3
Dania	Gorm	33,9	0,2
Dania	Danish North Sea	34,5	0,26
Dubaj	Dubai (Fateh)	31,1	2
Dubaj	Margham Light	50,3	0
Ekwador	Oriente	29,2	1
Ekwador	Quito	29,5	0,7
Ekwador	Santa Elena	35	0,1
Ekwador	Limoncoha-1	28	brak danych
Ekwador	Frontera-1	30,7	brak danych
Ekwador	Bogi-1	21,2	brak danych
Ekwador	Napo	19	2
Ekwador	Napo Light	19,3	brak danych
Egipt	Belayim	27,5	2,2
Egipt	El Morgan	29,4	1,7
Egipt	Rhas Gharib	24,3	3,3
Egipt	Gulf of Suez Mix	31,9	1,5
Egipt	Geysum	19,5	brak danych
Egipt	East Gharib (J-1)	37,9	brak danych
Egipt	Mango-1	35,1	brak danych
Egipt	Rhas Budran	25	brak danych
Egipt	Zeit Bay	34,1	0,1
Egipt	East Zeit Mix	39	0,87
Gwinea Równikowa	Zafiro	30,3	brak danych
Gwinea Równikowa	Alba Condensate	55	brak danych
Gwinea Równikowa	Ceiba	30,1	0,42
Gabon	Gamba	31,8	0,1
Gabon	Mandji	30,5	1,1
Gabon	Lucina Marine	39,5	0,1
Gabon	Oguendjo	35	brak danych
Gabon	Rabi-Kouanga	34	0,6
Gabon	T'Catamba	44,3	0,21
Gabon	Rabi	33,4	0,06
Gabon	Rabi Blend	34	brak danych
Gabon	Rabi Light	37,7	0,15
Gabon	Etame Marin	36	brak danych
Gabon	Olende	17,6	1,54
Gabon	Gabonian Miscellaneous	brak danych	brak danych
Gruzja	Georgian Miscellaneous	brak danych	brak danych
Ghana	Bonsu	32	0,1
Ghana	Salt Pond	37,4	0,1
Gwatemala	Coban	27,7	brak danych
Gwatemala	Rubelsanto	27	brak danych
Indie	Bombay High	39,4	0,2
Indonezja	Minas (Sumatron Light)	34,5	0,1
Indonezja	Ardjuna	35,2	0,1
Indonezja	Attaka	42,3	0,1
Indonezja	Suri	18,4	0,2
Indonezja	Sanga Sanga	25,7	0,2
Indonezja	Sepinggan	37,9	0,9
Indonezja	Walio	34,1	0,7
Indonezja	Arimbi	31,8	0,2
Indonezja	Poleng	43,2	0,2
Indonezja	Handil	32,8	0,1
Indonezja	Jatibarang	29	0,1
Indonezja	Cinta	33,4	0,1
Indonezja	Bekapai	40	0,1
Indonezja	Katapa	52	0,1
Indonezja	Salawati	38	0,5
Indonezja	Duri (Sumatran Heavy)	21,1	0,2
Indonezja	Sembakung	37,5	0,1
Indonezja	Badak	41,3	0,1
Indonezja	Arun Condensate	54,5	brak danych
Indonezja	Udang	38	0,1
Indonezja	Klamono	18,7	1
Indonezja	Bunya	31,7	0,1
Indonezja	Pamusian	18,1	0,2
Indonezja	Kerindigan	21,6	0,3
Indonezja	Melahin	24,7	0,3
Indonezja	Bunyu	31,7	0,1
Indonezja	Camar	36,3	brak danych
Indonezja	Cinta Heavy	27	brak danych
Indonezja	Lalang	40,4	brak danych
Indonezja	Kakap	46,6	brak danych
Indonezja	Sisi-1	40	brak danych
Indonezja	Giti-1	33,6	brak danych
Indonezja	Ayu-1	34,3	brak danych
Indonezja	Bima	22,5	brak danych
Indonezja	Padang Isle	34,7	brak danych
Indonezja	Intan	32,8	brak danych
Indonezja	Sepinggan – Yakin Mixed	31,7	0,1
Indonezja	Widuri	32	0,1
Indonezja	Belida	45,9	0
Indonezja	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	brak danych	brak danych
Irak	Basrah Light (Zatoka Perska)	33,7	2
Irak	Kirkuk (Zatoka Perska)	35,1	1,9
Irak	Mishrif (Zatoka Perska)	28	brak danych
Irak	Bai Hasson (Zatoka Perska)	34,1	2,4
Irak	Basrah Medium (Zatoka Perska)	31,1	2,6
Irak	Basrah Heavy (Zatoka Perska)	24,7	3,5
Irak	Kirkuk Blend (Zatoka Perska)	35,1	2
Irak	N. Rumalia (Zatoka Perska)	34,3	2
Irak	Ras el Behar	33	brak danych
Irak	Basrah Light (Red Sea)	33,7	2
Irak	Kirkuk (Red Sea)	36,1	1,9
Irak	Mishrif (Red Sea)	28	brak danych
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	brak danych
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
Kazachstan	Kumkol	42,5	0,07
Kazachstan	CPC Blend	44,2	0,54
Kuwejt	Mina al Ahmadi (Kuwait Export)	31,4	2,5
Kuwejt	Magwa (Lower Jurassic)	38	brak danych
Kuwejt	Burgan (Wafra)	23,3	3,4
Libia	Bu Attifel	43,6	0
Libia	Amna (high pour)	36,1	0,2
Libia	Brega	40,4	0,2
Libia	Sirtica	43,3	0,43
Libia	Zueitina	41,3	0,3
Libia	Bunker Hunt	37,6	0,2
Libia	El Hofra	42,3	0,3
Libia	Dahra	41	0,4
Libia	Sarir	38,3	0,2
Libia	Zueitina Condensate	65	0,1
Libia	El Sharara	42,1	0,07
Malezja	Miri Light	36,3	0,1
Malezja	Tembungo	37,5	brak danych
Malezja	Labuan Blend	33,2	0,1
Malezja	Tapis	44,3	0,1
Malezja	Tembungo	37,4	0
Malezja	Bintulu	26,5	0,1
Malezja	Bekok	49	brak danych
Malezja	Pulai	42,6	brak danych
Malezja	Dulang	39	0,037
Mauretania	Chinguetti	28,2	0,51
Meksyk	Isthmus	32,8	1,5
Meksyk	Maya	22	3,3
Meksyk	Olmeca	39	brak danych
Meksyk	Altamira	16	brak danych
Meksyk	Topped Isthmus	26,1	1,72
Niderlandy	Alba	19,59	brak danych
Strefa neutralna	Eocene (Wafra)	18,6	4,6
Strefa neutralna	Hout	32,8	1,9
Strefa neutralna	Khafji	28,5	2,9
Strefa neutralna	Burgan (Wafra)	23,3	3,4
Strefa neutralna	Ratawi	23,5	4,1
Strefa neutralna	Neutral Zone Mix	23,1	brak danych
Strefa neutralna	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	brak danych
Nigeria	Adanga	35,1	brak danych
Nigeria	Iyak-3	36	brak danych
Nigeria	Antan	35,2	brak danych
Nigeria	OSO	47	0,06
Nigeria	Ukpokiti	42,3	0,01
Nigeria	Yoho	39,6	brak danych
Nigeria	Okwori	36,9	brak danych
Nigeria	Bonga	28,1	brak danych
Nigeria	ERHA	31,7	0,21
Nigeria	Amenam Blend	39	0,09
Nigeria	Akpo	45,17	0,06
Nigeria	EA	38	brak danych
Nigeria	Agbami	47,2	0,044
Norwegia	Ekofisk	43,4	0,2
Norwegia	Tor	42	0,1
Norwegia	Statfjord	38,4	0,3
Norwegia	Heidrun	29	brak danych
Norwegia	Norwegian Forties	37,1	brak danych
Norwegia	Gullfaks	28,6	0,4
Norwegia	Oseberg	32,5	0,2
Norwegia	Norne	33,1	0,19
Norwegia	Troll	28,3	0,31
Norwegia	Draugen	39,6	brak danych
Norwegia	Sleipner Condensate	62	0,02
Oman	Oman Export	36,3	0,8
Papua-Nowa Gwinea	Kutubu	44	0,04
Peru	Loreto	34	0,3
Peru	Talara	32,7	0,1
Peru	High Cold Test	37,5	brak danych
Peru	Bayovar	22,6	brak danych
Peru	Low Cold Test	34,3	brak danych
Peru	Carmen Central-5	20,7	brak danych
Peru	Shiviyacu-23	20,8	brak danych
Peru	Mayna	25,7	brak danych
Filipiny	Nido	26,5	brak danych
Filipiny	Philippines Miscellaneous	brak danych	brak danych
Katar	Dukhan	41,7	1,3
Katar	Qatar Marine	35,3	1,6
Katar	Qatar Land	41,4	brak danych
Ras al-Chajma	Rak Condensate	54,1	brak danych
Ras al-Chajma	Ras Al Khaimah Miscellaneous	brak danych	brak danych
Rosja	Urals	31	2
Rosja	Russian Export Blend	32,5	1,4
Rosja	M100	17,6	2,02
Rosja	M100 Heavy	16,67	2,09
Rosja	Siberian Light	37,8	0,4
Rosja	E4 (Gravenshon)	19,84	1,95
Rosja	E4 Heavy	18	2,35
Rosja	Purovsky Condensate	64,1	0,01
Rosja	Sokol	39,7	0,18
Arabia Saudyjska	Light (Zatoka Perska)	33,4	1,8
Arabia Saudyjska	Heavy (Zatoka Perska) (Safaniya)	27,9	2,8
Arabia Saudyjska	Medium (Zatoka Perska) (Khursaniyah)	30,8	2,4
Arabia Saudyjska	Extra Light (Zatoka Perska) (Berri)	37,8	1,1
Arabia Saudyjska	Light (Yanbu)	33,4	1,2
Arabia Saudyjska	Heavy (Yanbu)	27,9	2,8
Arabia Saudyjska	Medium (Yanbu)	30,8	2,4
Arabia Saudyjska	Berri (Yanbu)	37,8	1,1
Arabia Saudyjska	Medium (Zuluf/Marjan)	31,1	2,5
Szardża	Mubarek. Szardża	37	0,6
Szardża	Sharjah Condensate	49,7	0,1
Singapur	Rantau	50,5	0,1
Hiszpania	Amposta Marina North	37	brak danych
Hiszpania	Casablanca	34	brak danych
Hiszpania	El Dorado	26,6	brak danych
Syria	Syrian Straight	15	brak danych
Syria	Thayyem	35	brak danych
Syria	Omar Blend	38	brak danych
Syria	Omar	36,5	0,1
Syria	Syrian Light	36	0,6
Syria	Souedie	24,9	3,8
Tajlandia	Erawan Condensate	54,1	brak danych
Tajlandia	Sirikit	41	brak danych
Tajlandia	Nang Nuan	30	brak danych
Tajlandia	Bualuang	27	brak danych
Tajlandia	Benchamas	42,4	0,12
Trynidad i Tobago	Galeota Mix	32,8	0,3
Trynidad i Tobago	Trintopec	24,8	brak danych
Trynidad i Tobago	Land/Trinmar	23,4	1,2
Trynidad i Tobago	Calypso Miscellaneous	30,84	0,59
Tunezja	Zarzaitine	41,9	0,1
Tunezja	Ashtart	29	1
Tunezja	El Borma	43,3	0,1
Tunezja	Ezzaouia-2	41,5	brak danych
Turcja	Turkish Miscellaneous	brak danych	brak danych
Ukraina	Ukraine Miscellaneous	brak danych	brak danych
Zjednoczone Królestwo	Auk	37,2	0,5
Zjednoczone Królestwo	Beatrice	38,7	0,05
Zjednoczone Królestwo	Brae	33,6	0,7
Zjednoczone Królestwo	Buchan	33,7	0,8
Zjednoczone Królestwo	Claymore	30,5	1,6
Zjednoczone Królestwo	S.V. (Brent)	36,7	0,3
Zjednoczone Królestwo	Tartan	41,7	0,6
Zjednoczone Królestwo	Tern	35	0,7
Zjednoczone Królestwo	Magnus	39,3	0,3
Zjednoczone Królestwo	Dunlin	34,9	0,4
Zjednoczone Królestwo	Fulmar	40	0,3
Zjednoczone Królestwo	Hutton	30,5	0,7
Zjednoczone Królestwo	N.W. Hutton	36,2	0,3
Zjednoczone Królestwo	Maureen	35,5	0,6
Zjednoczone Królestwo	Murchison	38,8	0,3
Zjednoczone Królestwo	Ninian Blend	35,6	0,4
Zjednoczone Królestwo	Montrose	40,1	0,2
Zjednoczone Królestwo	Beryl	36,5	0,4
Zjednoczone Królestwo	Piper	35,6	0,9
Zjednoczone Królestwo	Forties	36,6	0,3
Zjednoczone Królestwo	Brent Blend	38	0,4
Zjednoczone Królestwo	Flotta	35,7	1,1
Zjednoczone Królestwo	Thistle	37	0,3
Zjednoczone Królestwo	S.V. (Ninian)	38	0,3
Zjednoczone Królestwo	Argyle	38,6	0,2
Zjednoczone Królestwo	Heather	33,8	0,7
Zjednoczone Królestwo	South Birch	38,6	brak danych
Zjednoczone Królestwo	Wytch Farm	41,5	brak danych
Zjednoczone Królestwo	Cormorant. North	34,9	0,7
Zjednoczone Królestwo	Cormorant. South (Cormorant „A”)	35,7	0,6
Zjednoczone Królestwo	Alba	19,2	brak danych
Zjednoczone Królestwo	Foinhaven	26,3	0,38
Zjednoczone Królestwo	Schiehallion	25,8	brak danych
Zjednoczone Królestwo	Captain	19,1	0,7
Zjednoczone Królestwo	Harding	20,7	0,59
Alaska (Stany Zjednoczone)	ANS	brak danych	brak danych
Kolorado (Stany Zjednoczone)	Niobrara	brak danych	brak danych
Nowy Meksyk (Stany Zjednoczone)	Four Corners	brak danych	brak danych
Północna Dakota (Stany Zjednoczone)	Bakken	brak danych	brak danych
Północna Dakota (Stany Zjednoczone)	North Dakota Sweet	brak danych	brak danych
Teksas (Stany Zjednoczone)	WTI	brak danych	brak danych
Teksas (Stany Zjednoczone)	Eagle Ford	brak danych	brak danych
Utah (Stany Zjednoczone)	Covenant	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Beta	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Carpinteria	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Dos Cuadras	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Hondo	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Hueneme	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Pescado	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Point Arguello	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Point Pedernales	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Sacate	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Santa Clara	brak danych	brak danych
Federalny Zewnętrzny Szelf Kontynentalny (Stany Zjednoczone)	Sockeye	brak danych	brak danych
Uzbekistan	Uzbekistan Miscellaneous	brak danych	brak danych
Wenezuela	Jobo (Monagas)	12,6	2
Wenezuela	Lama Lamar	36,7	1
Wenezuela	Mariago	27	1,5
Wenezuela	Ruiz	32,4	1,3
Wenezuela	Tucipido	36	0,3
Wenezuela	Venez Lot 17	36,3	0,9
Wenezuela	Mara 16/18	16,5	3,5
Wenezuela	Tia Juana Light	32,1	1,1
Wenezuela	Tia Juana Med 26	24,8	1,6
Wenezuela	Officina	35,1	0,7
Wenezuela	Bachaquero	16,8	2,4
Wenezuela	Cento Lago	36,9	1,1
Wenezuela	Lagunillas	17,8	2,2
Wenezuela	La Rosa Medium	25,3	1,7
Wenezuela	San Joaquin	42	0,2
Wenezuela	Lagotreco	29,5	1,3
Wenezuela	Lagocinco	36	1,1
Wenezuela	Boscan	10,1	5,5
Wenezuela	Leona	24,1	1,5
Wenezuela	Barinas	26,2	1,8
Wenezuela	Sylvestre	28,4	1
Wenezuela	Mesa	29,2	1,2
Wenezuela	Ceuta	31,8	1,2
Wenezuela	Lago Medio	31,5	1,2
Wenezuela	Tigre	24,5	brak danych
Wenezuela	Anaco Wax	41,5	0,2
Wenezuela	Santa Rosa	49	0,1
Wenezuela	Bombai	19,6	1,6
Wenezuela	Aguasay	41,1	0,3
Wenezuela	Anaco	43,4	0,1
Wenezuela	BCF-Bach/Lag17	16,8	2,4
Wenezuela	BCF-Bach/Lag21	20,4	2,1
Wenezuela	BCF-21.9	21,9	brak danych
Wenezuela	BCF-24	23,5	1,9
Wenezuela	BCF-31	31	1,2
Wenezuela	BCF Blend	34	1
Wenezuela	Bolival Coast	23,5	1,8
Wenezuela	Ceuta/Bach 18	18,5	2,3
Wenezuela	Corridor Block	26,9	1,6
Wenezuela	Cretaceous	42	0,4
Wenezuela	Guanipa	30	0,7
Wenezuela	Lago Mix Med.	23,4	1,9
Wenezuela	Larosa/Lagun	23,8	1,8
Wenezuela	Menemoto	19,3	2,2
Wenezuela	Cabimas	20,8	1,8
Wenezuela	BCF-23	23	1,9
Wenezuela	Oficina/Mesa	32,2	0,9
Wenezuela	Pilon	13,8	2
Wenezuela	Recon (Venez)	34	brak danych
Wenezuela	102 Tj (25)	25	1,6
Wenezuela	Tjl Cretaceous	39	0,6
Wenezuela	Tia Juana Pesado (Heavy)	12,1	2,7
Wenezuela	Mesa-Recon	28,4	1,3
Wenezuela	Oritupano	19	2
Wenezuela	Hombre Pintado	29,7	0,3
Wenezuela	Merey	17,4	2,2
Wenezuela	Lago Light	41,2	0,4
Wenezuela	Laguna	11,2	0,3
Wenezuela	Bach/Ceuta Mix	24	1,2
Wenezuela	Bachaquero 13	13	2,7
Wenezuela	Ceuta – 28	28	1,6
Wenezuela	Temblador	23,1	0,8
Wenezuela	Lagomar	32	1,2
Wenezuela	Taparito	17	brak danych
Wenezuela	BCF-Heavy	16,7	brak danych
Wenezuela	BCF-Medium	22	brak danych
Wenezuela	Caripito Blend	17,8	brak danych
Wenezuela	Laguna/Ceuta Mix	18,1	brak danych
Wenezuela	Morichal	10,6	brak danych
Wenezuela	Pedenales	20,1	brak danych
Wenezuela	Quiriquire	16,3	brak danych
Wenezuela	Tucupita	17	brak danych
Wenezuela	Furrial-2 (E. Venezuela)	27	brak danych
Wenezuela	Curazao Blend	18	brak danych
Wenezuela	Santa Barbara	36,5	brak danych
Wenezuela	Cerro Negro	15	brak danych
Wenezuela	BCF22	21,1	2,11
Wenezuela	Hamaca	26	1,55
Wenezuela	Zuata 10	15	brak danych
Wenezuela	Zuata 20	25	brak danych
Wenezuela	Zuata 30	35	brak danych
Wenezuela	Monogas	15,9	3,3
Wenezuela	Corocoro	24	brak danych
Wenezuela	Petrozuata	19,5	2,69
Wenezuela	Morichal 16	16	brak danych
Wenezuela	Guafita	28,6	0,73
Wietnam	Bach Ho (White Tiger)	38,6	0
Wietnam	Dai Hung (Big Bear)	36,9	0,1
Wietnam	Rang Dong	37,7	0,5
Wietnam	Ruby	35,6	0,08
Wietnam	Su Tu Den (Black Lion)	36,8	0,05
Jemen	North Yemeni Blend	40,5	brak danych
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
Każde	Łupki bitumiczne	brak danych	brak danych
Każde	Olej łupkowy	brak danych	brak danych
Każde	Gaz ziemny: tłoczony rurami ze źródła	brak danych	brak danych
Każde	Gaz ziemny: z instalacji LNG	brak danych	brak danych
Każde	Gaz łupkowy: tłoczony rurami ze źródła	brak danych	brak danych
Każde	Węgiel	brak danych	brak danych

(1) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 684/2009 z dnia 24 lipca 2009 r. w sprawie wykonania dyrektywy Rady 2008/118/WE w odniesieniu do skomputeryzowanych procedur przemieszczania wyrobów akcyzowych w procedurze zawieszenia poboru akcyzy (Dz.U. L 197 z 29.7.2009, s. 24).

(2) Dyrektywa Rady 2008/118/WE z dnia 16 grudnia 2008 r. w sprawie ogólnych zasad dotyczących podatku akcyzowego, uchylająca dyrektywę 92/12/EWG (Dz.U. L 9 z 14.1.2009, s. 12).

(3) W skład konsorcjum JEC wchodzą Wspólne Centrum Badawcze Komisji Europejskiej (JRC), EUCAR (zrzeszenie producentów samochodów na rzecz badań i rozwoju w Europie) oraz CONCAWE (europejskie zrzeszenie przedsiębiorstw petrochemicznych na rzecz środowiska, zdrowia i bezpieczeństwa w branży rafineryjnej).

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

(5) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 443/2009 z dnia 23 kwietnia 2009 r. określające normy emisji dla nowych samochodów osobowych w ramach zintegrowanego podejścia Wspólnoty na rzecz zmniejszenia emisji CO2 z lekkich pojazdów dostawczych (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 1).

(6) Rozporządzenie Komisji (UE) nr 600/2012 z dnia 21 czerwca 2012 r. w sprawie weryfikacji raportów na temat wielkości emisji gazów cieplarnianych i raportów dotyczących tonokilometrów oraz akredytacji weryfikatorów zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz.U. L 181 z 12.7.2012, s. 1).

(7) Rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 z dnia 21 czerwca 2012 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz.U. L 181 z 12.7.2012, s. 30).

(8) Rozporządzenie Rady (WE) nr 2964/95 z dnia 20 grudnia 1995 r. wprowadzające rejestrację przywozu i dostaw ropy naftowej we Wspólnocie (Dz.U. L 310 z 22.12.1995, s. 5).

(9) Rozporządzenie Komisji (EWG) nr 2454/93 z dnia 2 lipca 1993 r. ustanawiające przepisy w celu wykonania rozporządzenia Rady (EWG) nr 2913/92 ustanawiającego Wspólnotowy Kodeks Celny, (Dz.U. L 253 z 11.10.1993, s. 1).

(10) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1099/2008 z dnia 22 października 2008 r. w sprawie statystyki energii (Dz.U. L 304 z 14.11.2008, s. 1).

(11) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 z dnia 21 maja 2013 r. w sprawie mechanizmu monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz zgłaszania innych informacji na poziomie krajowym i unijnym, mających znaczenie dla zmiany klimatu, oraz uchylające decyzję nr 280/2004/WE (Dz.U. L 165 z 18.6.2013, s. 13).

(12) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) nr 666/2014 z dnia 12 marca 2014 r. ustanawiające wymogi materialne dotyczące unijnego systemu wykazów i uwzględniające zmiany współczynników ocieplenia globalnego oraz uzgodnione na szczeblu międzynarodowym wytyczne na podstawie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady(UE) nr 525/2013 (Dz.U. L 179 z 19.6.2014, s. 26).

ZAŁĄCZNIK II

OBLICZANIE PODSTAWOWEJ NORMY DLA PALIW DLA PALIW KOPALNYCH

Metoda obliczania

Podstawową normę dla paliw oblicza się w następujący sposób, w oparciu o średnie zużycie paliw kopalnych w Unii w postaci benzyny, oleju napędowego, gazu płynnego (LPG) i sprężonego gazu ziemnego (CNG):

gdzie:

„x” oznacza różne paliwa i energię objęte zakresem niniejszej dyrektywy, określone w poniższej tabeli;

„GHGix” oznacza intensywność emisji gazów cieplarnianych sprzedanej na rynku rocznej dostawy paliwa „x” lub energii objętych zakresem niniejszej dyrektywy wyrażoną w gCO2eq/MJ. Stosuje się wartości dotyczące paliw kopalnych określone w załączniku I część 2 pkt 5;

„MJx” oznacza całkowitą dostarczoną energię przeliczoną w oparciu o ujęte w sprawozdaniu ilości paliwa „x” i wyrażoną w megadżulach.

Dane dotyczące zużycia

Dane dotyczące zużycia stosowane do obliczania wartości są następujące:

Paliwo	Zużycie energii (MJ)	Źródło
Olej napędowy	7 894 969 × 106	Sprawozdawczość państw członkowskich do UNFCCC z 2010 r.
Olej napędowy stosowany w pojazdach nieporuszających się po drogach	240 763 × 106
Benzyna	3 844 356 × 106
Gaz płynny (LPG)	217 563 × 106
Sprężony gaz ziemny	51 037 × 106

Intensywność emisji gazów cieplarnianych

Podstawowa norma dla paliw w 2010 r. wynosi: 94,1 gCO2eq/MJ

ZAŁĄCZNIK III

SPRAWOZDAWCZOŚĆ PAŃSTW CZŁONKOWSKICH DO KOMISJI

Do dnia 31 grudnia każdego roku państwa członkowskie składają sprawozdanie zawierające dane wymienione w pkt 3. W sprawozdaniu muszą zostać ujęte dane dotyczące wszystkich paliw i całej energii wprowadzonych do obrotu w każdym z państw członkowskich. W przypadku mieszania wielu biopaliw z paliwami kopalnymi muszą zostać dostarczone dane w odniesieniu do każdego biopaliwa.

2.	Dane wymienione w pkt 3 mają być przekazywane oddzielnie w odniesieniu do paliwa lub energii wprowadzonych do obrotu przez dostawców w danym państwie członkowskim (w tym przez dostawców prowadzących wspólną sprawozdawczość prowadzących działalność w jednym państwie członkowskim).

Państwa członkowskie w odniesieniu do każdego paliwa i każdej energii mają składać Komisji sprawozdanie obejmujące następujące dane zagregowane zgodnie z pkt 2 i określone w załączniku I:

a)	rodzaj paliwa lub energii;

b)	ilość paliwa lub energii elektrycznej;

c)	intensywność emisji gazów cieplarnianych;

d)	redukcja emisji w segmencie wydobywczym;

e)	pochodzenie;

f)	miejsce zakupu.

ZAŁĄCZNIK IV

WZÓR DO CELÓW PRZEKAZYWANIA INFORMACJI DLA ZACHOWANIA SPÓJNOŚCI ZGŁOSZONYCH DANYCH

Paliwo – pojedynczy dostawcy

Pozycja	Wspólna sprawozda wczość (TAK/NIE)	Państwo	Dostawca1	Rodzaj paliwa 7	Kod paliwa CN7	Ilość2		Średnia intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja emisji w segmencie wydobywczym5	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
Pozycja	Wspólna sprawozda wczość (TAK/NIE)	Państwo	Dostawca1	Rodzaj paliwa 7	Kod paliwa CN7	w litrach	w jednostkach energii	Średnia intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja emisji w segmencie wydobywczym5	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
1
		Kod CN	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	Surowiec	Kod CN	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	zrównoważony (TAK/NIE)
	Składnik F.1 (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.1 (składnik – biopaliwo)

	Składnik F.n (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.m (składnik – biopaliwo)


k
		Kod CN2	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	Surowiec	Kod CN2	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	zrównoważony (TAK/NIE)
	Składnik F.1 (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.1 (składnik – biopaliwo)

	Składnik F.n (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.m (składnik – biopaliwo)

Paliwo – dostawcy prowadzący wspólną sprawozdawczość

Pozycja	Wspólna sprawozda wczość (TAK/NIE)	Państwo	Dostawca1	Rodzaj paliwa 7	Kod paliwa CN7	Ilość2		Średnia intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja emisji w segmencie wydobywczym5	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
Pozycja	Wspólna sprawozda wczość (TAK/NIE)	Państwo	Dostawca1	Rodzaj paliwa 7	Kod paliwa CN7	w litrach	w jednostkach energii	Średnia intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja emisji w segmencie wydobywczym5	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
I	TAK
	TAK
	Razem
		Kod CN	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	Surowiec	Kod CN	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	zrównoważony (TAK/NIE)
	Składnik F.1 (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.1 (składnik – biopaliwo)

	Składnik F.n (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.m (składnik – biopaliwo)


X	TAK
	TAK
	Razem
		Kod CN2	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	Surowiec	Kod CN2	Intensywność emisji gazów cieplarnianych4	zrównoważony (TAK/NIE)
	Składnik F.1 (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.1 (składnik – biopaliwo)

	Składnik F.n (składnik – paliwo kopalne)			Składnik B.m (składnik – biopaliwo)

Energia elektryczna

Wspólna sprawozda wczość (TAK/NIE)	Państwo	Dostawca1	Rodzaj energii7	Ilość6	Intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
				w jednostkach energii
NIE

Informacje o dostawcach prowadzących wspólną sprawozdawczość
	Państwo	Dostawca1	Rodzaj energii7	Ilość6	Intensywność emisji gazów	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
	Państwo	Dostawca1	Rodzaj energii7	w jednostkach energii	Intensywność emisji gazów	Redukcja wobec średniej z 2010 r.
TAK
TAK
	Razem

Pochodzenie – pojedynczy dostawcy8

Pozycja 1	składnik F.1		Pozycja 1	składnik F.n		Pozycja k	składnik F.1		Pozycja k	component F.n
Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony

Pozycja 1	składnik B.1		Pozycja 1	składnik B.m		Pozycja k	składnik B.1		Pozycja k	składnik B.m
Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony

Pochodzenie – dostawcy prowadzący wspólną sprawozdawczość8

Pozycja I	składnik F.1		Pozycja I	składnik F.n		Pozycja X	składnik F.1		Pozycja X	składnik F.n
Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony	Nazwa handlowa surowca	Gęstość API3	Tony

Pozycja I	składnik B.1		Pozycja I	składnik B.m		Pozycja X	składnik B.1		Pozycja X	składnik B.m
Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony	Ścieżka biopaliwa	Gęstość API3	Tony

Miejsce zakupu9

Pozycja

Składnik

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

Nazwa rafinerii/ zakładu przetwór czego

Państwo

F.1

F.n

B.1

B.m

F.1

F.n

B.1

B.m

F.1

F.n

B.1

B.m

F.1

F.n

B.1

B.m

Całkowita energia ujęta w sprawozdaniu i osiągnięta redukcja emisji w podziale na państwa członkowskie

Ilość (w jednostkach energii)10	Intensywność emisji gazów cieplarnianych	Redukcja wobec średniej z 2010 r.

Uwagi dotyczące formatu

Wzór do celów sprawozdawczości dostawcy jest identyczny ze wzorem do celów sprawozdawczości państwa członkowskiego.

Nie wypełniać pól zacienionych.

1)	Dane identyfikacyjne dostawcy zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 3 lit. a).

2)	Ilość paliwa zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 3 lit. c).

3)	Gęstość mierzona w stopniach Amerykańskiego Instytutu Naftowego (API) zdefiniowano zgodnie z metodą badawczą ASTM D287.

4)	Intensywność emisji gazów cieplarnianych zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 3 lit. e).

5)	Redukcję emisji w segmencie wydobywczym zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 3 lit. d); specyfikacje dotyczące sprawozdawczości określono w załączniku I część 2 pkt 1.

6)	Ilość energii elektrycznej zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 6.

7)	Rodzaje paliwa i odpowiadające im kody CN zdefiniowano w załączniku I część 1 pkt 3 lit. b).

8)	Pochodzenie zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 2 i 4.

9)	Miejsce zakupu zdefiniowano w załączniku I część 2 pkt 3 i 4.

10)	Całkowita ilość zużytej energii (paliwo i energia elektryczna).

Top

Choose the experimental features you want to try