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Documento DOUE-L-2015-80791

Directiva (UE) 2015/652 del Consejo, de 20 de abril de 2015, por la que se establecen métodos de cálculo y requisitos de notificación de conformidad con la Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, relativa a la calidad de la gasolina y el gasóleo.

Publicado en:
«DOUE» núm. 107, de 25 de abril de 2015, páginas 26 a 67 (42 págs.)
Departamento:
Unión Europea
Referencia:
DOUE-L-2015-80791

TEXTO ORIGINAL

EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,

Vista la Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 1998, relativa a la calidad de la gasolina y el gasóleo y por la que se modifica la Directiva 93/12/CEE del Consejo (1), y, en particular, su artículo 7 bis, apartado 5,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Considerando lo siguiente:

(1)

El método de cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles y la energía producidos a partir de fuentes no biológicas que debe establecerse con arreglo al artículo 7 bis, apartado 5, de la Directiva 98/70/CE ha de producir informes con la exactitud suficiente para que la Comisión pueda evaluar críticamente el comportamiento de los proveedores en el cumplimiento de las obligaciones que les impone el artículo 7 bis, apartado 2, de dicha Directiva. El método de cálculo debe garantizar la exactitud, teniendo al mismo tiempo debidamente en cuenta la complejidad de los requisitos administrativos asociados. Además, debe constituir un incentivo para que los proveedores reduzcan la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero del combustible que suministren. Debe prestarse asimismo una atención especial a las repercusiones del método de cálculo sobre las refinerías de la Unión. Por esas razones, el método de cálculo debe basarse en las intensidades medias de las emisiones de gases de efecto invernadero correspondientes a un valor medio del sector, representativo de un combustible concreto. Tal proceder tendría la ventaja de reducir la carga administrativa que pesa sobre los proveedores y los Estados miembros. Hoy por hoy, no conviene que el método de cálculo propuesto exija establecer una diferenciación de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero en función de la fuente de la materia prima, ya que eso podría afectar a las inversiones actuales en algunas refinerías de la Unión.

(2)

En el marco del artículo 7 bis, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE deben reducirse al mínimo los requisitos de notificación exigibles a los proveedores que sean pequeñas y medianas empresas (pymes) en el sentido en el que las define la Recomendación 2003/361/CE de la Comisión (2). Igualmente, los importadores de gasolina y gasóleo refinados fuera de la Unión no deben estar obligados a proporcionar información detallada sobre las fuentes del petróleo crudo utilizado para producir esos combustibles, ya que esa información puede no estar disponible o ser difícil de obtener.

(3)

A fin de ofrecer incentivos para reducir aún más las emisiones de gases de efecto invernadero, las reducciones declaradas de las emisiones desde la fuente, incluso durante la quema en antorcha y el purgado, deben incluirse en el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero de los proveedores durante el ciclo de vida. Para facilitar la declaración por los proveedores de las reducciones de las emisiones desde la fuente, debe permitirse utilizar distintos sistemas para calcular y certificar las reducciones de emisiones. Únicamente deben ser admisibles los proyectos de reducción de emisiones desde la fuente que comiencen después de la fecha en que se establezcan las normas mínimas para combustibles previstas en el artículo 7 bis, apartado 5, letra b), de la Directiva 98/70/CE, es decir, el 1 de enero de 2011.

(4)

Los valores por defecto correspondientes a la media ponderada de las emisiones de gases de efecto invernadero, representativos del consumo de petróleo crudo en la Unión, constituyen un método de cálculo simple que permite a los proveedores determinar el contenido de gases de efecto invernadero del combustible que suministran.

(5)

Las reducciones de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a las emisiones desde la fuente del petróleo y el gas deben calcularse y validarse de acuerdo con principios y normas internacionales, en particular las normas ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066.

(6)

Conviene además facilitar que los Estados miembros apliquen la legislación en materia de reducciones de emisiones desde la fuente, incluso durante la quema en antorcha y el purgado. Para ello deben elaborarse orientaciones no legislativas bajo los auspicios de la Comisión, sobre los criterios para cuantificar, verificar, validar, supervisar e informar acerca de esas reducciones de emisiones desde la fuente (incluyendo reducciones durante la quema en antorcha y el purgado en los centros de producción), antes de que termine el período de transposición señalado en el artículo 7 de la presente Directiva.

(7)

El artículo 7 bis, apartado 5, letra b), de la Directiva 98/70/CE exige el establecimiento de un método para determinar las normas mínimas para combustibles basadas en las emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida por unidad de energía de los combustibles fósiles en 2010. Las normas mínimas para combustibles deben basarse en las cantidades consumidas de gasóleo, gasolina, gasóleo para máquinas móviles no de carretera, gas licuado de petróleo y gas natural comprimido, utilizando los datos comunicados de forma oficial por los Estados miembros a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) en 2010. Las normas mínimas para combustibles no deben ser el valor del combustible fósil de referencia utilizado para calcular las reducciones de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes, pues este debe ser el establecido en el anexo IV de la Directiva 98/70/CE.

(8)

Puesto que la composición de la pertinente combinación de combustibles fósiles varía muy poco de año en año, lo mismo ocurrirá con la variación agregada de año en año de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles fósiles. Por ello es conveniente que las normas mínimas para combustibles se basen en los datos sobre el consumo medio de la Unión en 2010 transmitidos por los Estados miembros a la CMNUCC.

(9)

Las normas mínimas para combustibles deben ser representativas de una intensidad de las emisiones medias de gases de efecto invernadero desde la fuente y de una intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de una intensidad de carburante de una refinería de complejidad media para los combustibles fósiles. Por consiguiente, las normas mínimas para combustibles deben calcularse utilizando los respectivos valores medios por defecto. Las normas mínimas para combustibles deben permanecer invariables durante el período que concluye en 2020 para que los proveedores tengan seguridad jurídica respecto a sus obligaciones de reducción de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles que suministran.

(10)

El artículo 7 bis, apartado 5, letra d), de la Directiva 98/70/CE prevé la adopción de una metodología para calcular la contribución de los vehículos eléctricos de carretera a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida. Según esa disposición, el método de cálculo debe ser compatible con el artículo 3, apartado 4, de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (3). A tal fin debe utilizarse el mismo factor de ajuste para la eficiencia del grupo motopropulsor.

(11)

Los proveedores pueden notificar la electricidad suministrada para el transporte por carretera con arreglo a lo dispuesto en el artículo 7 bis, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE en el marco de sus informes anuales a los Estados miembros. Para limitar los costes administrativos, a los fines de la notificación del proveedor es conveniente que el método de cálculo esté basado en una estimación y no en la medición real del consumo de electricidad de una motocicleta o vehículo de carretera eléctricos.

(12)

Procede incluir un planteamiento detallado para estimar la cantidad de biocarburantes y la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero cuando un biocarburante y un combustible fósil se someten simultáneamente al mismo procesamiento. Es necesario un método específico porque la cantidad resultante de biocarburante no es medible, como ocurre durante el tratamiento simultáneo con hidrógeno de aceites vegetales y un combustible fósil. El artículo 7 quinquies, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE dispone que, a los efectos de su artículo 7 bis y de su artículo 7 ter, apartado 2, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes se ha de calcular con el mismo método. Por consiguiente, la certificación de las emisiones de gases de efecto invernadero por sistemas voluntarios reconocidos es válida tanto a los fines del artículo 7 bis como a los del artículo 7 ter, apartado 2, de la Directiva 98/70/CE.

(13)

El requisito de notificación exigido al proveedor por el artículo 7 bis, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE debe completarse con un formato y unas definiciones armonizados de los datos que deben comunicarse. Deben armonizarse las definiciones de los datos para poder realizar adecuadamente el cálculo de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero asociado a la obligación de notificación de cada proveedor, ya que esos datos son esenciales para el método de cálculo armonizado con arreglo al artículo 7 bis, apartado 5, letra a), de la Directiva 98/70/CE. Entre esos datos figuran la identificación del proveedor, la cantidad comercializada de combustible o energía y el tipo de combustible o de energía comercializados.

(14)

El requisito de notificación exigido al proveedor por el artículo 7 bis, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE debe completarse con requisitos armonizados de notificación, un formato de notificación y definiciones armonizadas para los informes de los Estados miembros a la Comisión en lo que respecta a los resultados en materia de emisiones de gases de efecto invernadero que estén dando los combustibles consumidos en la Unión. En concreto, esos requisitos en materia de notificación permitirán la actualización del valor del combustible fósil de referencia descrito en el anexo IV, parte C, punto 19, de la Directiva 98/70/CE y en el anexo V, parte C, punto 19, de la Directiva 2009/28/CE y facilitarán la elaboración del informe exigido con arreglo al artículo 8, apartado 3, y al artículo 9, apartado 2, de la Directiva 98/70/CE, así como la actualización del método de cálculo a la luz del progreso científico y técnico, con objeto de garantizar que cumpla su objetivo. Entre esos datos deben figurar la cantidad comercializada de combustible o energía, el tipo de combustible o energía, el lugar de adquisición y el origen del combustible o la energía comercializados.

(15)

Conviene que los Estados miembros permitan a los proveedores cumplir con los requisitos de notificación basándose en datos equivalentes recogidos en cumplimiento de otra legislación nacional o de la Unión para reducir la carga administrativa, siempre que el informe se elabore con arreglo a los requisitos indicados en el anexo IV y a las definiciones de los anexos I y III.

(16)

Para facilitar la notificación por grupos de proveedores con arreglo al artículo 7 bis, apartado 4, de la Directiva 98/70/CE, su artículo 7 bis, apartado 5, letra c), permite el establecimiento de todas las normas necesarias. Conviene facilitar esa notificación conjunta para evitar perturbaciones de los traslados físicos de combustibles, ya que distintos proveedores comercializan combustibles distintos en proporciones diferentes y pueden, por tanto, verse obligados a utilizar distintos niveles de recursos para cumplir el objetivo de reducción de los gases de efecto invernadero. Es necesario, pues, armonizar las definiciones de identificación del proveedor, cantidad comercializada de combustible o energía, tipos de combustible o energía, lugar de adquisición y origen del combustible o la energía comercializados. Además, para evitar la doble contabilización en las notificaciones conjuntas de proveedores con arreglo al artículo 7 bis, apartado 4, conviene armonizar la aplicación de los métodos de cálculo y notificación en los Estados miembros, incluidos los informes a la Comisión, para que la información exigida a un grupo de proveedores haga referencia a un Estado miembro específico.

(17)

Con arreglo al artículo 8, apartado 3, de la Directiva 98/70/CE, los Estados miembros deben presentar cada año un informe de los datos nacionales sobre la calidad de los combustibles correspondientes al año civil precedente, en el formato que se establece en la Decisión 2002/159/CE de la Comisión (4). Para tener en cuenta las modificaciones introducidas en la Directiva 98/70/CE por la Directiva 2009/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (5) y los posteriores requisitos adicionales de notificación impuestos a los Estados miembros, y en aras de la eficacia y la armonización, es necesario aclarar qué información debe notificarse y adoptar un modelo de formato para la presentación de datos por los proveedores y los Estados miembros.

(18)

El 23 de febrero de 2012, la Comisión presentó un proyecto de medida al Comité establecido por la Directiva 98/70/CE. El Comité no pudo adoptar un dictamen por la mayoría cualificada necesaria. Por tanto, conviene que la Comisión presente una propuesta al Consejo con arreglo al artículo 5 bis, apartado 4, de la Decisión 1999/468/CE del Consejo (6).

HA ADOPTADO LA PRESENTE DIRECTIVA:

Artículo 1

Objeto — Ámbito de aplicación

1. La presente Directiva establece normas sobre los métodos de cálculo y los requisitos de notificación de conformidad con la Directiva 98/70/CE.

2. La presente Directiva se aplica, por un lado, a los combustibles utilizados para propulsar vehículos de carretera, máquinas móviles no de carretera (incluidos los buques de navegación interior cuando no se hallen en el mar), tractores agrícolas y forestales y embarcaciones de recreo cuando no se hallen en el mar, y, por otro, a la electricidad destinada a vehículos de carretera.

Artículo 2

Definiciones

A efectos de la presente Directiva, además de las definiciones establecidas en la Directiva 98/70/CE, se aplicarán las siguientes definiciones:

1) «emisiones desde la fuente»: todas las emisiones de gases de efecto invernadero generadas antes de la entrada de la materia prima en la refinería o planta de procesamiento en la que se produjo el combustible al que hace referencia el anexo I;

2) «betún natural»: cualquier fuente de materias primas de refinería que:

a)posea una gravedad según el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute, «API») de 10 grados como máximo cuando la materia prima está situada en un yacimiento en el lugar de extracción, definida con arreglo al método de ensayo D287 de la American Society for Testing and Materials (ASTM) (7);

b)presente una viscosidad media anual a la temperatura del yacimiento superior al resultado de la ecuación: viscosidad (Centipoise) = 518,98e-0,038T, donde T es la temperatura en grados centígrados;

c)se ajuste a la definición de arenas bituminosas del código de la nomenclatura combinada (NC) 2714 que figura en el Reglamento (CEE) no 2658/87 del Consejo (8), y

d)se caracterice por el hecho de que la movilización de la fuente de la materia prima se lleva a cabo mediante extracción minera o drenaje por gravedad asistido por temperatura, cuando la energía térmica se deriva principalmente de fuentes distintas a la propia fuente de la materia prima;

3) «pizarra bituminosa»: cualquier fuente de materia prima de refinería situada en una formación rocosa que contenga querógeno sólido y corresponda a la definición de pizarra bituminosa del código NC 2714 tal como figura en el Reglamento (CEE) no 2658/87; la movilización de la fuente de la materia prima se logra mediante extracción minera o drenaje por gravedad asistido por temperatura;

4) «normas mínimas para combustibles»: las normas mínimas para combustibles basadas en el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de energía derivadas de los combustibles fósiles utilizados en la Unión en 2010;

5) «crudo convencional»: cualquier materia prima de refinería que posea una gravedad API superior a 10 grados cuando está situada en un yacimiento en su lugar de origen, medida con el método de ensayo D287 de la ASTM, y que no corresponda a la definición del código NC 2714 que figura en el Reglamento (CEE) no 2658/87.

Artículo 3

Método para calcular la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de combustibles y energía suministrados y distintos de los biocarburantes, y notificación por los proveedores

1. A efectos del artículo 7 bis, apartado 2, de la Directiva 98/70/CE, los Estados miembros velarán por que los proveedores utilicen el método de cálculo establecido en el anexo I de la presente Directiva para determinar la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles que suministran.

2. A efectos del artículo 7 bis, apartado 1, párrafo segundo, y del artículo 7 bis, apartado 2, de la Directiva 98/70/CE, los Estados miembros exigirán a los proveedores que comuniquen los datos de acuerdo con las definiciones y el método de cálculo que figuran en el anexo I de la presente Directiva. Los datos se comunicarán cada año utilizando la plantilla que figura en el anexo IV de la presente Directiva.

3. A efectos del artículo 7 bis, apartado 4, de la Directiva 98/70/CE, cualquier Estado miembro garantizará que un grupo de proveedores que elijan ser considerados como proveedor único cumpla la obligación prevista en el artículo 7 bis, apartado 2, en dicho Estado miembro.

4. Cuando los proveedores sean pymes, los Estados miembros aplicarán el método simplificado que figura en el anexo I de la presente Directiva.

Artículo 4

Cálculo de las normas mínimas para combustibles y reducción de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero

A efectos de la verificación del cumplimiento de las obligaciones que impone a los proveedores el artículo 7 bis, apartado 2, de la Directiva 98/70/CE, los Estados miembros les exigirán que comparen las reducciones que hayan realizado respecto de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida, generadas por los combustibles y por la electricidad, con las normas mínimas para combustibles que figuran en el anexo II de la presente Directiva.

Artículo 5

Presentación de informes por los Estados miembros

1. Al presentar a la Comisión los informes contemplados en el artículo 8, apartado 3, de la Directiva 98/70/CE, los Estados miembros facilitarán datos sobre el cumplimiento del artículo 7 bis de dicha Directiva, con arreglo al anexo III de la presente Directiva.

2. Para presentar los datos indicados en el anexo III de la presente Directiva, los Estados miembros utilizarán las herramientas ReportNet de la Agencia Europea del Medio Ambiente, establecidas con arreglo al Reglamento (CE) no 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (9). Los Estados miembros transmitirán electrónicamente los datos al archivo central de datos que gestiona la Agencia Europea del Medio Ambiente.

3. Los datos se comunicarán cada año utilizando la plantilla prevista en el anexo IV. Los Estados miembros notificarán a la Comisión la fecha de transmisión y el nombre de la persona de contacto de la autoridad competente responsable de la verificación de los datos y de su comunicación a la Comisión.

Artículo 6

Sanciones

Los Estados miembros determinarán el régimen de sanciones aplicable a las infracciones de las disposiciones nacionales adoptadas en virtud de la presente Directiva y adoptarán todas las medidas necesarias para garantizar su aplicación. Las sanciones previstas serán eficaces, proporcionadas y disuasorias. Los Estados miembros comunicarán estas disposiciones a la Comisión, a más tardar, el 21 de abril de 2017 y le comunicarán sin demora cualquier modificación posterior de las mismas.

Artículo 7

Transposición

1. Los Estados miembros adoptarán, a más tardar el 21 de abril de 2017 las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas necesarias para dar cumplimiento a lo establecido en la presente Directiva. Informarán de ello inmediatamente a la Comisión.

2. Cuando los Estados miembros adopten dichas disposiciones, estas harán referencia a la presente Directiva o irán acompañadas de dicha referencia en su publicación oficial. Los Estados miembros establecerán las modalidades de la mencionada referencia.

3. Los Estados miembros comunicarán a la Comisión el texto de las principales disposiciones de Derecho interno que adopten en el ámbito regulado por la presente Directiva.

Artículo 8

Entrada en vigor

La presente Directiva entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.

Artículo 9

Destinatarios

Los destinatarios de la presente Directiva son los Estados miembros.

Hecho en Luxemburgo, el 20 de abril de 2015.

Por el Consejo

El Presidente

J. DŪKLAVS

_______________________

(1) DO L 350 de 28.12.1998, p. 58.

(2) Recomendación 2003/361/CE de la Comisión, de 6 de mayo de 2003, sobre la definición de microempresas, pequeñas y medianas empresas (DO L 124 de 20.5.2003, p. 36).

(3) Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE (DO L 140 de 5.6.2009, p. 16).

(4) Decisión 2002/159/CE de la Comisión, de 18 de febrero de 2002, sobre un formato común para la presentación de resúmenes de datos nacionales sobre la calidad de los combustibles (DO L 53 de 23.2.2002, p. 30).

(5) Directiva 2009/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, por la que se modifica la Directiva 98/70/CE en relación con las especificaciones de la gasolina, el diésel y el gasóleo, se introduce un mecanismo para controlar y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, se modifica la Directiva 1999/32/CE del Consejo en relación con las especificaciones del combustible utilizado por los buques de navegación interior y se deroga la Directiva 93/12/CEE (DO L 140 de 5.6.2009, p. 88).

(6) Decisión 1999/468/CE del Consejo, de 28 de junio de 1999, por la que se establecen los procedimientos para el ejercicio de las competencias de ejecución atribuidas a la Comisión (DO L 184 de 17.7.1999, p. 23).

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

(8) Reglamento (CEE) no 2658/87 del Consejo, de 23 de julio de 1987, relativo a la nomenclatura arancelaria y estadística y al arancel aduanero común (DO L 256 de 7.9.1987, p. 1).

(9) Reglamento (CE) no 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativo a la Agencia Europea del Medio Ambiente y a la Red Europea de Información y de Observación sobre el Medio Ambiente (DO L 126 de 21.5.2009, p. 13).

ANEXO I

MÉTODO DE CÁLCULO Y NOTIFICACIÓN DE LA INTENSIDAD DE LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO DURANTE EL CICLO DE VIDA DE LOS COMBUSTIBLES Y LA ENERGÍA, DESTINADA A LOS PROVEEDORES

Parte 1

Cálculo de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles y de la energía de un proveedor La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles y de la energía se expresa en gramos equivalentes de dióxido de carbono por megajulio de combustible (g de CO2eq/MJ).

1.Los gases de efecto invernadero que se tendrán en cuenta para calcular la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles son el dióxido de carbono (CO2), el óxido nitroso (N2O) y el metano (CH4).

A efectos del cálculo de la equivalencia en CO2, las emisiones de esos gases se asocian a los valores de emisión siguientes, en equivalentes de CO2:

CO2: 1;

CH4: 25;

N2O: 298

2.En el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero no se deben tener en cuenta las emisiones procedentes de la fabricación de la maquinaria y los equipos utilizados en la extracción, producción, refinado y consumo de combustibles fósiles.

3.La intensidad de las emisiones de gases de efecto de invernadero durante el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto de invernadero de todos los combustibles y energía suministrados por un proveedor se calcula utilizando la fórmula siguiente:

Formula

donde:

a)«#» es la identificación del proveedor (por ejemplo, la identificación de la entidad deudora del impuesto especial) definida en el Reglamento (CE) no 684/2009 de la Comisión (1) como el número de impuesto especial [número de registro del sistema de intercambio de datos sobre impuestos especiales (SEED) o el número de identificación fiscal (NIF) o del impuesto sobre el valor añadido (IVA) contemplado en el anexo I, cuadro 1, punto 5, letra a), de ese Reglamento para los códigos de tipo de destino 1 a 5 y 8], que es también el deudor del impuesto especial conforme al artículo 8 de la Directiva 2008/118/CE del Consejo (2) en el momento de devengo del impuesto especial, con arreglo al artículo 7, apartado 2, de dicha Directiva. Si esa identificación no está disponible, los Estados miembros velarán por que se establezca un medio de identificación equivalente de acuerdo con el sistema nacional de declaración de los impuestos especiales;

b)«x» corresponde a los tipos de combustibles y energía que entran en el ámbito de aplicación de la presente Directiva, como figuran en el anexo I, cuadro 1, punto 17, letra c), del Reglamento (CE) no 684/2009. Si esos datos no están disponibles, los Estados miembros recopilarán datos equivalentes con arreglo a un sistema de declaración de impuestos especiales establecido a nivel nacional;

c)«MJx» es la energía total suministrada y convertida a partir de los volúmenes notificados del combustible x, expresada en megajulios.

Se calcula como sigue:

i)La cantidad de cada combustible por tipo de combustible Se calcula a partir de los datos comunicados conforme al anexo I, cuadro 1, punto 17, letras d), f) y o), del Reglamento (CE) no 684/2009. Las cantidades de biocarburantes se convierten en contenido energético, determinado por el poder calorífico inferior, de acuerdo con las densidades de energía establecidas en el anexo III de la Directiva 2009/28/CE. Las cantidades de combustibles de origen no biológico se convierten en contenido energético, determinado por el poder calorífico inferior, de acuerdo con las densidades de energía establecidas en el apéndice 1 del informe «Well-to-Tank» del consorcio Centro Común de Investigación — EUCAR-CONCAWE (JEC) (3) (versión 4) de julio de 2013 (4).

ii)Coprocesamiento simultáneo de combustibles fósiles y biocarburantes Por procesamiento se entenderá cualquier modificación durante el ciclo de vida de un combustible o energía suministrados que provoque un cambio en la estructura molecular del producto. La adición de agentes desnaturalizantes no constituye un procesamiento. La cantidad de biocarburantes coprocesados con combustibles de origen no biológico refleja el estado de los biocarburantes tras el procesamiento. La cantidad del biocarburante coprocesado se determina de acuerdo con el balance energético y la eficiencia del proceso combinado, según se establece en el anexo IV, parte C, punto 17, de la Directiva 98/70/CE.

Cuando se mezclan varios biocarburantes con combustibles fósiles, la cantidad y el tipo de cada uno de ellos son tenidos en cuenta en el cálculo y son comunicados por los proveedores a los Estados miembros.

La cantidad suministrada de biocarburantes que no cumpla los criterios de sostenibilidad establecidos en el artículo 7 ter, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE se contabilizará como combustible fósil.

La mezcla de gasolina y etanol E85 será objeto de un cálculo por separado a los fines del artículo 6 del Reglamento (CE) no 443/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (5).

Si los datos no se obtienen conforme al Reglamento (CE) no 684/2009, los Estados miembros recopilarán datos equivalentes con arreglo a un sistema de declaración de impuestos especiales establecido a nivel nacional.

iii)Cantidad de electricidad consumida

Es la cantidad de electricidad consumida por las motocicletas o los vehículos de carretera que un proveedor comunica a las autoridades competentes de cada Estado miembro aplicando la fórmula siguiente:

Electricidad consumida = distancia recorrida (km) × eficiencia del consumo de electricidad (MJ/km).

d)Reducción de las emisiones desde la fuente (UER) UER es la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero desde la fuente declarada por un proveedor, medida en g de CO2eq, cuantificada y notificada de conformidad con los requisitos siguientes:

i)Admisibilidad

Las UER solo se aplicarán a la parte correspondiente a las emisiones desde la fuente de los valores medios por defecto de la gasolina, el gasóleo, el GNC o el GLP.

Las UER obtenidas en cualquier país podrán contabilizarse como una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a los combustibles procedentes de cualquier fuente de materias primas suministrados por cualquier proveedor.

Solo se contabilizarán las UER si están asociadas a proyectos iniciados después del 1 de enero de 2011.

No será necesario demostrar que las UER no se habrían producido sin el requisito de notificación establecido en el artículo 7 bis de la Directiva 98/70/CE.

ii)Cálculo

Las UER se estimarán y validarán de acuerdo con principios y normas internacionales, en particular las normas ISO 14064, ISO 14065 e ISO 14066.

Las UER y las emisiones de referencia deben someterse a un seguimiento, notificación y verificación que sean conformes con la norma ISO 14064 y la fiabilidad de sus resultados ha de ser equivalente a la del Reglamento (UE) no 600/2012 de la Comisión (6) y el Reglamento (UE) no 601/2012 de la Comisión (7). La verificación de los métodos de estimación de las UER se realizará de acuerdo con la norma ISO 14064-3, y el organismo encargado de esa verificación estará acreditado con arreglo a la norma ISO 14065.

e)«GHGix» es la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero del combustible o energía x, expresada en g de CO2eq/MJ. Los proveedores calcularán la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de cada combustible o energía de la manera siguiente:

i)La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles de origen no biológico es la «intensidad ponderada de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida por unidad» de los tipos de combustibles que figuran en el presente anexo, parte 2, punto 5, última columna del cuadro.

ii)La electricidad se calcula según se describe en la parte 2, punto 6.

iii)Intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes que cumplan los criterios de sostenibilidad del artículo 7 ter, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE se calcula con arreglo al artículo 7 quinquies de dicha Directiva. Si los datos sobre las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida de los biocarburantes se obtuvieron en el marco de un acuerdo o régimen que haya sido objeto de una decisión con arreglo al artículo 7 quater, apartado 4, de la Directiva 98/70/CE, que cubra su artículo 7 ter, apartado 2, tales datos se utilizarán también para establecer la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes en el marco del artículo 7 ter, apartado 1, de dicha Directiva. La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes que no cumplan los criterios de sostenibilidad del artículo 7 ter, apartado 1, de la Directiva 98/70/CE es igual a la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles fósiles correspondientes obtenidos de petróleo crudo o gas convencionales.

iv)Coprocesamiento simultáneo de combustibles de origen no biológico y biocarburantes La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes procesados simultáneamente con combustibles fósiles reflejará el estado de los biocarburantes tras el procesamiento.

f)«AF» representa los factores de ajuste correspondientes a las eficiencias del grupo motopropulsor:

Tecnología de conversión predominante

Factor de eficiencia

Motor de combustión interna

1

Grupo motopropulsor eléctrico con batería 0,4

Grupo motopropulsor eléctrico con pila de combustible de hidrógeno 0,4

Parte 2

Informes de los proveedores sobre combustibles que no sean biocombustibles 1. UER de combustibles fósiles

Para que las UER sean admisibles a los fines del método de cálculo y notificación, los proveedores notificarán la siguiente información a la autoridad designada por los Estados miembros:

a)la fecha de inicio del proyecto, que debe ser posterior al 1 de enero de 2011;

b)la reducción anual de las emisiones, en g de CO2eq;

c)el período durante el cual han tenido lugar las reducciones declaradas;

d)el lugar del proyecto más cercano a la fuente de las emisiones, en coordenadas de latitud y longitud, expresadas en grados hasta el cuarto decimal;

e)las emisiones anuales de referencia antes de la instalación de las medidas de reducción y las emisiones anuales después de la aplicación de dichas medidas, expresadas en g de CO2eq/MJ de materia prima producida;

f)el número no reutilizable de certificado que identifique inequívocamente el sistema y las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero declaradas;

g)el número no reutilizable que identifique inequívocamente el método de cálculo y el sistema correspondiente;

h)cuando el proyecto esté relacionado con la extracción de petróleo, la relación petróleo/gas en solución (el valor medio anual histórico y el del año de notificación), la presión del yacimiento, la profundidad y la tasa de producción de crudo del pozo.

2. Origen

Por «origen» se entiende el nombre comercial de la materia prima que figura en la parte 2, punto 7, del presente anexo, pero solo cuando los proveedores posean la información necesaria:

a)debido a que son una persona o empresa que importa petróleo crudo de terceros países o que recibe una entrega de petróleo crudo de otro Estado miembro con arreglo al artículo 1 del Reglamento (CE) no 2964/95 del Consejo (8), o

b)en virtud de acuerdos para compartir información celebrados con otros proveedores.

En todos los demás casos, el origen se referirá al hecho de que el combustible proceda o no de la UE.

La información recogida y notificada a los Estados miembros por los proveedores sobre el origen de los combustibles será confidencial, pero ello no será óbice para que la Comisión pueda publicar información general o resumida que no contenga detalles sobre empresas concretas.

En el caso de los biocarburantes, origen es el proceso de producción de biocarburantes que figura en el anexo IV de la Directiva 98/70/CE.

Si se utilizan varias materias primas, los proveedores comunicarán la cantidad en toneladas métricas de producto final de cada materia prima producida en la instalación de procesamiento durante el año de notificación.

3. Lugar de adquisición

El lugar de adquisición es el país y el nombre de la instalación de procesamiento donde se produjo la última transformación sustancial que confirió origen al combustible o la energía, de acuerdo con el Reglamento (CEE) no 2454/93 de la Comisión (9).

4. Pymes

Como excepción, si los proveedores son pymes, el origen y el lugar de adquisición son, bien la UE, bien un tercer país, según el caso, independientemente de que esos proveedores importen crudo o suministren aceites de petróleo o de material bituminoso.

5. Valores por defecto de la intensidad media de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida de combustibles distintos de los biocarburantes y de la electricidad

Fuente de materias primas y procesos

Tipo de combustible comercializado

Intensidad de las emisiones de GEI durante el ciclo de vida (g de CO2eq/MJ)

Intensidad ponderada de GEI durante el ciclo de vida (g de CO2eq/MJ)

Crudo convencional

Gasolina

93,2

93,3

Gas natural a líquido

94,3

Carbón a líquido

172

Betún natural

107

Pizarra bituminosa

131,3

Crudo convencional

Diésel o gasóleo

95

95,1

Gas natural a líquido

94,3

Carbón a líquido

172

Betún natural

108,5

Pizarra bituminosa

133,7

Cualquier fuente fósil

Gas licuado de petróleo para motor de explosión

73,6

73,6

Gas natural (combinación UE)

Gas natural comprimido para motor de explosión

69,3

69,3

Gas natural (combinación UE)

Gas natural licuado para motor de explosión 74,5

74,5

Reacción de Sabatier del hidrógeno a partir de la electrolisis de energías renovables de origen no biológico

Metano sintético comprimido para motor de explosión

3,3

3,3

Gas natural obtenido mediante proceso de reformado con vapor Hidrógeno comprimido para pila de combustible

104,3

104,3

Electrolisis totalmente alimentada por energías renovables de origen no biológico

Hidrógeno comprimido para pila de combustible

9,1

9,1

Carbón

Hidrógeno comprimido para pila de combustible

234,4

234,4

Carbón con captura de carbono y almacenamiento de las emisiones del proceso

Hidrógeno comprimido para pila de combustible

52,7

52,7

Residuos plásticos derivados de materias primas fósiles Gasolina, diésel o gasóleo

86

86

6. Electricidad

En relación con los informes de los proveedores de energía relativos a la electricidad consumida por motocicletas y vehículos eléctricos, los Estados miembros deben calcular los valores medios nacionales por defecto durante el ciclo de vida con arreglo a las normas internacionales adecuadas.

Los Estados miembros pueden también permitir a sus proveedores que establezcan valores de intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero (g de CO2eq/MJ) por unidad de electricidad a partir de los datos comunicados por los Estados miembros con arreglo a los actos siguientes:

a)Reglamento (CE) no 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo (10);

b)Reglamento (UE) no 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (11), o

c)Reglamento Delegado (UE) no 666/2014 de la Comisión (12).

7. Nombre comercial de la materia prima

País

Nombre comercial de la materia prima

API

Azufre (peso en %)

Abu Dabi

Al Bunduq

38,5

1,1

Abu Dabi

Mubarraz

38,1

0,9

Abu Dabi

Murban

40,5

0,8

Abu Dabi

Zakum (Lower Zakum/Abu Dhabi Marine)

40,6

1

Abu Dabi

Umm Shaif (Abu Dhabi Marine)

37,4

1,5

Abu Dabi

Arzanah

44

0

Abu Dabi

Abu Al Bu Khoosh

31,6

2

Abu Dabi

Murban Bottoms

21,4

No disponible (n.d)

Abu Dabi

Top Murban

21

n.d

Abu Dabi

Upper Zakum

34,4

1,7

Angola

Cabinda

31,7

0,2

Angola

Takula

33,7

0,1

Angola

Soyo Blend

33,7

0,2

Angola

Mandji

29,5

1,3

Angola

Malongo (West)

26

n.d

Angola

Cavala-1

42,3

n.d

Angola

Sulele (South-1)

38,7

n.d

Angola

Palanca

40

0,14

Angola

Malongo (North)

30

n.d

Angola

Malongo (South)

25

n.d

Angola

Nemba

38,5

0

Angola

Girassol

31,3

n.d

Angola

Kuito

20

n.d

Angola

Hungo

28,8

n.d

Angola

Kissinje

30,5

0,37

Angola

Dalia

23,6

1,48

Angola

Gimboa

23,7

0,65

Angola

Mondo

28,8

0,44

Angola

Plutonio

33,2

0,036

Angola

Saxi Batuque Blend

33,2

0,36

Angola

Xikomba

34,4

0,41

Arabia Saudí

Light (Pers. Gulf)

33,4

1,8

Arabia Saudí

Heavy (Pers. Gulf) (Safaniya)

27,9

2,8

Arabia Saudí

Medium (Pers. Gulf) (Khursaniyah)

30,8

2,4

Arabia Saudí

Extra Light (Pers. Gulf) (Berri)

37,8

1,1

Arabia Saudí

Light (Yanbu)

33,4

1,2

Arabia Saudí

Heavy (Yanbu)

27,9

2,8

Arabia Saudí

Medium (Yanbu)

30,8

2,4

Arabia Saudí

Berri (Yanbu)

37,8

1,1

Arabia Saudí

Medium (Zuluf/Marjan)

31,1

2,5

Argelia

Arzew

44,3

0,1

Argelia

Hassi Messaoud

42,8

0,2

Argelia

Zarzaitine

43

0,1

Argelia

Algerian

44

0,1

Argelia

Skikda

44,3

0,1

Argelia

Saharan Blend

45,5

0,1

Argelia

Hassi Ramal

60

0,1

Argelia

Algerian Condensate

64,5

n.d

Argelia

Algerian Mix

45,6

0,2

Argelia

Algerian Condensate (Arzew)

65,8

0

Argelia

Algerian Condensate (Bejaia)

65,0

0

Argelia

Top Algerian

24,6

n.d

Argentina

Tierra del Fuego

42,4

n.d

Argentina

Santa Cruz

26,9

n.d

Argentina

Escalante

24

0,2

Argentina

Cañadón Seco

27

0,2

Argentina

Hidra

51,7

0,05

Argentina

Medanito

34,93

0,48

Armenia

Armenian Miscellaneous

n.d

n.d

Australia

Jabiru

42,3

0,03

Australia

Kooroopa (Jurassic)

42

n.d

Australia

Talgeberry (Jurassic)

43

n.d

Australia

Talgeberry (Up Cretaceous)

51

n.d

Australia

Woodside Condensate

51,8

n.d

Australia

Saladin-3 (Top Barrow)

49

n.d

Australia

Harriet

38

n.d

Australia

Skua-3 (Challis Field)

43

n.d

Australia

Barrow Island

36,8

0,1

Australia

Northwest Shelf Condensate

53,1

0

Australia

Jackson Blend

41,9

0

Australia

Cooper Basin

45,2

0,02

Australia

Griffin

55

0,03

Australia

Buffalo Crude

53

n.d

Australia

Cossack

48,2

0,04

Australia

Elang

56,2

n.d

Australia

Enfield

21,7

0,13

Australia

Gippsland (Bass Strait)

45,4

0,1

Azerbaiyán

Azeri Light

34,8

0,15

Baréin

Bahrain Miscellaneous

n.d

n.d

Belice

Belize Light Crude

40

n.d

Belice

Belize Miscellaneous

n.d

n.d

Benín

Seme

22,6

0,5

Benín

Benin Miscellaneous

n.d

n.d

Bielorrusia

Belarus Miscellaneous

n.d

n.d

Bolivia

Bolivian Condensate

58,8

0,1

Brasil

Garoupa

30,5

0,1

Brasil

Sergipano

25,1

0,4

Brasil

Campos Basin

20

n.d

Brasil

Urucu (Upper Amazon)

42

n.d

Brasil

Marlim

20

n.d

Brasil

Brazil Polvo

19,6

1,14

Brasil

Roncador

28,3

0,58

Brasil

Roncador Heavy

18

n.d

Brasil

Albacora East

19,8

0,52

Brunéi

Seria Light

36,2

0,1

Brunéi

Champion

24,4

0,1

Brunéi

Champion Condensate

65

0,1

Brunéi

Brunei LS Blend

32

0,1

Brunéi

Brunei Condensate

65

n.d

Brunéi

Champion Export

23,9

0,12

Camerún

Kole Marine Blend

34,9

0,3

Camerún

Lokele

21,5

0,5

Camerún

Moudi Light

40

n.d

Camerún

Moudi Heavy

21,3

n.d

Camerún

Ebome

32,1

0,35

Camerún

Cameroon Miscellaneous

n.d

n.d

Canadá

Peace River Light

41

n.d

Canadá

Peace River Medium

33

n.d

Canadá

Peace River Heavy

23

n.d

Canadá

Manyberries

36,5

n.d

Canadá

Rainbow Light and Medium

40,7

n.d

Canadá

Pembina

33

n.d

Canadá

Bells Hill Lake

32

n.d

Canadá

Fosterton Condensate

63

n.d

Canadá

Rangeland Condensate

67,3

n.d

Canadá

Redwater

35

n.d

Canadá

Lloydminster

20,7

2,8

Canadá

Wainwright-Kinsella

23,1

2,3

Canadá

Bow River Heavy

26,7

2,4

Canadá

Fosterton

21,4

3

Canadá

Smiley-Coleville

22,5

2,2

Canadá

Midale

29

2,4

Canadá

Milk River Pipeline

36

1,4

Canadá

Ipl-Mix Sweet

40

0,2

Canadá

Ipl-Mix Sour

38

0,5

Canadá

Ipl Condensate

55

0,3

Canadá

Aurora Light

39,5

0,4

Canadá

Aurora Condensate

65

0,3

Canadá

Reagan Field

35

0,2

Canadá

Synthetic Canada

30,3

1,7

Canadá

Cold Lake

13,2

4,1

Canadá

Cold Lake Blend

26,9

3

Canadá

Canadian Federated

39,4

0,3

Canadá

Chauvin

22

2,7

Canadá

Gcos

23

n.d

Canadá

35,1

1

Canadá

Light Sour Blend

35

1,2

Canadá

Lloyd Blend

22

2,8

Canadá

Peace River Condensate

54,9

n.d

Canadá

Sarnium Condensate

57,7

n.d

Canadá

Saskatchewan Light

32,9

n.d

Canadá

Sweet Mixed Blend

38

0,5

Canadá

Syncrude

32

0,1

Canadá

39,5

0,5

Canadá

Northblend Nevis

34

n.d

Canadá

Canadian Common Condensate

55

n.d

Canadá

Canadian Common

39

0,3

Canadá

Waterton Condensate

65,1

n.d

Canadá

Panuke Condensate

56

n.d

Canadá

Federated Light and Medium

39,7

2

Canadá

Wabasca

23

n.d

Canadá

Hibernia

37,3

0,37

Canadá

BC Light

40

n.d

Canadá

Boundary

39

n.d

Canadá

Albian Heavy

21

n.d

Canadá

Koch Alberta

34

n.d

Canadá

Terra Nova

32,3

n.d

Canadá

Echo Blend

20,6

3,15

Canadá

Western Canadian Blend

19,8

3

Canadá

Western Canadian Select

20,5

3,33

Canadá

White Rose

31,0

0,31

Canadá

Access

22

n.d

Canadá

Premium Albian Synthetic Heavy

20,9

n.d

Canadá

Albian Residuum Blend (ARB)

20,03

2,62

Canadá

Christina Lake

20,5

3

Canadá

CNRL

34

n.d

Canadá

Husky Synthetic Blend

31,91

0,11

Canadá

Premium Albian Synthetic (PAS)

35,5

0,04

Canadá

Seal Heavy (SH)

19,89

4,54

Canadá

Suncor Synthetic A (OSA)

33,61

0,178

Canadá

Suncor Synthetic H (OSH)

19,53

3,079

Canadá

Peace Sour

33

n.d

Canadá

Western Canadian Resid

20,7

n.d

Canadá

Christina Dilbit Blend

21,0

n.d

Canadá

Christina Lake Dilbit

38,08

3,80

Colombia

Onto

35,3

0,5

Colombia

Putamayo

35

0,5

Colombia

Río Zulia

40,4

0,3

Colombia

Orito

34,9

0,5

Colombia

Caño Limón

30,8

0,5

Colombia

Lasmo

30

n.d

Colombia

Caño Duya-1

28

n.d

Colombia

Corocora-1

31,6

n.d

Colombia

Suria Sur-1

32

n.d

Colombia

Tunane-1

29

n.d

Colombia

Casanare

23

n.d

Colombia

Cusiana

44,4

0,2

Colombia

Vasconia

27,3

0,6

Colombia

Castilla Blend

20,8

1,72

Colombia

Cupiaga

43,11

0,082

Colombia

South Blend

28,6

0,72

Congo (Brazzaville)

Emeraude

23,6

0,5

Congo (Brazzaville)

Djeno Blend

26,9

0,3

Congo (Brazzaville)

Viodo Marina-1

26,5

n.d

Congo (Brazzaville)

Nkossa

47

0,03

Congo (Kinsasa)

Muanda

34

0,1

Congo (Kinsasa)

Congo/Zaire

31,7

0,1

Congo (Kinsasa)

Coco

30,4

0,15

Costa de Marfil

Espoir

31,4

0,3

Costa de Marfil

Lion Cote

41,1

0,101

Chad

Doba Blend (Early Production)

24,8

0,14

Chad

Doba Blend (Later Production)

20,8

0,17

Chile

Chile Miscellaneous

n.d

n.d

China

Taching (Daqing)

33

0,1

China

Shengli

24,2

1

China

Beibu

n.d

n.d

China

Chengbei

17

n.d

China

Lufeng

34,4

n.d

China

Xijiang

28

n.d

China

Wei Zhou

39,9

n.d

China

Liu Hua

21

n.d

China

Boz Hong

17

0,282

China

Peng Lai

21,8

0,29

China

Xi Xiang

32,18

0,09

Dinamarca

Dan

30,4

0,3

Dinamarca

Gorm

33,9

0,2

Dinamarca

Danish North Sea

34,5

0,26

Dubai

Dubai (Fateh)

31,1

2

Dubai

Margham Light

50,3

0

Ecuador

Oriente

29,2

1

Ecuador

Quito

29,5

0,7

Ecuador

Santa Elena

35

0,1

Ecuador

Limoncoha-1

28

n.d

Ecuador

Frontera-1

30,7

n.d

Ecuador

Bogi-1

21,2

n.d

Ecuador

Napo

19

2

Ecuador

Napo Light

19,3

n.d

Egipto

Belayim

27,5

2,2

Egipto

El Morgan

29,4

1,7

Egipto

Rhas Gharib

24,3

3,3

Egipto

Gulf of Suez Mix

31,9

1,5

Egipto

Geysum

19,5

n.d

Egipto

East Gharib (J-1)

37,9

n.d

Egipto

Mango-1

35,1

n.d

Egipto

Rhas Budran

25

n.d

Egipto

Zeit Bay

34,1

0,1

Egipto

East Zeit Mix

39

0,87

España

Amposta Marina North

37

n.d

España

Casablanca

34

n.d

España

El Dorado

26,6

n.d

Estados Unidos Alaska

ANS

n.d

n.d

Estados Unidos Colorado

Niobrara

n.d

n.d

Estados Unidos Dakota del Norte

Bakken

n.d

n.d

Estados Unidos Dakota del Norte

North Dakota Sweet

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Beta

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Carpinteria

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Dos Cuadras

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Hondo

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Hueneme

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Pescado

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Point Arguello

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Point Pedernales

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Sacate

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Santa Clara

n.d

n.d

Estados Unidos Límite exterior de la plataforma continental norteamericana Sockeye

n.d

n.d

Estados Unidos Nuevo México

Four Corners

n.d

n.d

Estados Unidos Texas

WTI

n.d

n.d

Estados Unidos Texas

Eagle Ford

n.d

n.d

Estados Unidos Utah

Covenant

n.d

n.d

Filipinas

Nido

26,5

n.d

Filipinas

Philippines Miscellaneous

n.d

n.d

Gabón

Gamba

31,8

0,1

Gabón

Mandji

30,5

1,1

Gabón

Lucina Marine

39,5

0,1

Gabón

Oguendjo

35

n.d

Gabón

Rabi-Kouanga

34

0,6

Gabón

T'Catamba

44,3

0,21

Gabón

Rabi

33,4

0,06

Gabón

Rabi Blend

34

n.d

Gabón

Rabi Light

37,7

0,15

Gabón

Etame Marin

36

n.d

Gabón

Olende

17,6

1,54

Gabón

Gabonian Miscellaneous

n.d

n.d

Georgia

Georgian Miscellaneous

n.d

n.d

Ghana

Bonsu

32

0,1

Ghana

Salt Pond

37,4

0,1

Guatemala

Coban

27,7

n.d

Guatemala

Rubelsanto

27

n.d

Guinea Ecuatorial

Zafiro

30,3

n.d

Guinea Ecuatorial

Alba Condensate

55

n.d

Guinea Ecuatorial

Ceiba

30,1

0,42

India

Bombay High

39,4

0,2

Indonesia

Minas (Sumatron Light)

34,5

0,1

Indonesia

Ardjuna

35,2

0,1

Indonesia

Attaka

42,3

0,1

Indonesia

Suri

18,4

0,2

Indonesia

Sanga Sanga

25,7

0,2

Indonesia

Sepinggan

37,9

0,9

Indonesia

Walio

34,1

0,7

Indonesia

Arimbi

31,8

0,2

Indonesia

Poleng

43,2

0,2

Indonesia

Handil

32,8

0,1

Indonesia

Jatibarang

29

0,1

Indonesia

Cinta

33,4

0,1

Indonesia

Bekapai

40

0,1

Indonesia

Katapa

52

0,1

Indonesia

Salawati

38

0,5

Indonesia

Duri (Sumatran Heavy)

21,1

0,2

Indonesia

Sembakung

37,5

0,1

Indonesia

Badak

41,3

0,1

Indonesia

Arun Condensate

54,5

n.d

Indonesia

Udang

38

0,1

Indonesia

Klamono

18,7

1

Indonesia

Bunya

31,7

0,1

Indonesia

Pamusian

18,1

0,2

Indonesia

Kerindigan

21,6

0,3

Indonesia

Melahin

24,7

0,3

Indonesia

Bunyu

31,7

0,1

Indonesia

Camar

36,3

n.d

Indonesia

Cinta Heavy

27

n.d

Indonesia

Lalang

40,4

n.d

Indonesia

Kakap

46,6

n.d

Indonesia

Sisi-1

40

n.d

Indonesia

Giti-1

33,6

n.d

Indonesia

Ayu-1

34,3

n.d

Indonesia

Bima

22,5

n.d

Indonesia

Padang Isle

34,7

n.d

Indonesia

Intan

32,8

n.d

Indonesia

Sepinggan — Yakin Mixed

31,7

0,1

Indonesia

Widuri

32

0,1

Indonesia

Belida

45,9

0

Indonesia

Senipah

51,9

0,03

Irak

Basrah Light (Pers. Gulf)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Pers. Gulf)

35,1

1,9

Irak

Mishrif (Pers. Gulf)

28

n.d

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.d

Irak

Basrah Light (Red Sea)

33,7

2

Irak

Kirkuk (Red Sea)

36,1

1,9

Irak

Mishrif (Red Sea)

28

n.d

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.d

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

Irán

Iranian Light

33,8

1,4

Irán

Iranian Heavy

31

1,7

Irán

Soroosh (Cyrus)

18,1

3,3

Irán

Dorrood (Darius)

33,6

2,4

Irán

Rostam

35,9

1,55

Irán

Salmon (Sassan)

33,9

1,9

Irán

Foroozan (Fereidoon)

31,3

2,5

Irán

Aboozar (Ardeshir)

26,9

2,5

Irán

Sirri

30,9

2,3

Irán

Bahrgansar/Nowruz (SIRIP Blend)

27,1

2,5

Irán

Bahr/Nowruz

25,0

2,5

Irán

Iranian Miscellaneous

n.d

n.d

Kazajistán

Kumkol

42,5

0,07

Kazajistán

CPC Blend

44,2

0,54

Kuwait

Mina al Ahmadi (Kuwait Export)

31,4

2,5

Kuwait

Magwa (Lower Jurassic)

38

n.d

Kuwait

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Libia

Bu Attifel

43,6

0

Libia

Amna (high pour)

36,1

0,2

Libia

Brega

40,4

0,2

Libia

Sirtica

43,3

0,43

Libia

Zueitina

41,3

0,3

Libia

Bunker Hunt

37,6

0,2

Libia

El Hofra

42,3

0,3

Libia

Dahra

41

0,4

Libia

Sarir

38,3

0,2

Libia

Zueitina Condensate

65

0,1

Libia

El Sharara

42,1

0,07

Malasia

Miri Light

36,3

0,1

Malasia

Tembungo

37,5

n.d

Malasia

Labuan Blend

33,2

0,1

Malasia

Tapis

44,3

0,1

Malasia

Tembungo

37,4

0

Malasia

Bintulu

26,5

0,1

Malasia

Bekok

49

n.d

Malasia

Pulai

42,6

n.d

Malasia

Dulang

39

0,037

Mauritania

Chinguetti

28,2

0,51

México

Isthmus

32,8

1,5

México

Maya

22

3,3

México

Olmeca

39

n.d

México

Altamira

16

n.d

México

Topped Isthmus

26,1

1,72

Nigeria

Forcados Blend

29,7

0,3

Nigeria

Escravos

36,2

0,1

Nigeria

Brass River

40,9

0,1

Nigeria

Qua Iboe

35,8

0,1

Nigeria

Bonny Medium

25,2

0,2

Nigeria

Pennington

36,6

0,1

Nigeria

Bomu

33

0,2

Nigeria

Bonny Light

36,7

0,1

Nigeria

Brass Blend

40,9

0,1

Nigeria

Gilli Gilli

47,3

n.d

Nigeria

Adanga

35,1

n.d

Nigeria

Iyak-3

36

n.d

Nigeria

Antan

35,2

n.d

Nigeria

OSO

47

0,06

Nigeria

Ukpokiti

42,3

0,01

Nigeria

Yoho

39,6

n.d

Nigeria

Okwori

36,9

n.d

Nigeria

Bonga

28,1

n.d

Nigeria

ERHA

31,7

0,21

Nigeria

Amenam Blend

39

0,09

Nigeria

Akpo

45,17

0,06

Nigeria

EA

38

n.d

Nigeria

Agbami

47,2

0,044

Noruega

Ekofisk

43,4

0,2

Noruega

Tor

42

0,1

Noruega

Statfjord

38,4

0,3

Noruega

Heidrun

29

n.d

Noruega

Norwegian Forties

37,1

n.d

Noruega

Gullfaks

28,6

0,4

Noruega

Oseberg

32,5

0,2

Noruega

Norne

33,1

0,19

Noruega

Troll

28,3

0,31

Noruega

Draugen

39,6

n.d

Noruega

Sleipner Condensate

62

0,02

Omán

Oman Export

36,3

0,8

Países Bajos

Alba

19,59

n.d

Papúa Nueva Guinea

Kutubu

44

0,04

Perú

Loreto

34

0,3

Perú

Talara

32,7

0,1

Perú

High Cold Test

37,5

n.d

Perú

Bayovar

22,6

n.d

Perú

Low Cold Test

34,3

n.d

Perú

Carmen Central-5

20,7

n.d

Perú

Shiviyacu-23

20,8

n.d

Perú

Mayna

25,7

n.d

Qatar

Dukhan

41,7

1,3

Qatar

Qatar Marine

35,3

1,6

Qatar

Qatar Land

41,4

n.d

Ras al-Jaima

Rak Condensate

54,1

n.d

Ras al-Jaima

Ras Al Khaimah Miscellaneous

n.d

n.d

Reino Unido

Auk

37,2

0,5

Reino Unido

Beatrice

38,7

0,05

Reino Unido

Brae

33,6

0,7

Reino Unido

Buchan

33,7

0,8

Reino Unido

Claymore

30,5

1,6

Reino Unido

S.V. (Brent)

36,7

0,3

Reino Unido

Tartan

41,7

0,6

Reino Unido

Tern

35

0,7

Reino Unido

Magnus

39,3

0,3

Reino Unido

Dunlin

34,9

0,4

Reino Unido

Fulmar

40

0,3

Reino Unido

Hutton

30,5

0,7

Reino Unido

N.W. Hutton

36,2

0,3

Reino Unido

Maureen

35,5

0,6

Reino Unido

Murchison

38,8

0,3

Reino Unido

Ninian Blend

35,6

0,4

Reino Unido

Montrose

40,1

0,2

Reino Unido

Beryl

36,5

0,4

Reino Unido

Piper

35,6

0,9

Reino Unido

Forties

36,6

0,3

Reino Unido

Brent Blend

38

0,4

Reino Unido

Flotta

35,7

1,1

Reino Unido

Thistle

37

0,3

Reino Unido

S.V. (Ninian)

38

0,3

Reino Unido

Argyle

38,6

0,2

Reino Unido

Heather

33,8

0,7

Reino Unido

South Birch

38,6

n.d

Reino Unido

Wytch Farm

41,5

n.d

Reino Unido

Cormorant North

34,9

0,7

Reino Unido

Cormorant South (Cormorant «A»)

35,7

0,6

Reino Unido

Alba

19,2

n.d

Reino Unido

Foinhaven

26,3

0,38

Reino Unido

Schiehallion

25,8

n.d

Reino Unido

Captain

19,1

0,7

Reino Unido

Harding

20,7

0,59

Rusia

Urals

31

2

Rusia

Russian Export Blend

32,5

1,4

Rusia

M100

17,6

2,02

Rusia

M100 Heavy

16,67

2,09

Rusia

Siberian Light

37,8

0,4

Rusia

E4 (Gravenshon)

19,84

1,95

Rusia

E4 Heavy

18

2,35

Rusia

Purovsky Condensate

64,1

0,01

Rusia

Sokol

39,7

0,18

Sharya

Mubarek Sharjah

37

0,6

Sharya

Sharjah Condensate

49,7

0,1

Singapur

Rantau

50,5

0,1

Siria

Syrian Straight

15

n.d

Siria

Thayyem

35

n.d

Siria

Omar Blend

38

n.d

Siria

Omar

36,5

0,1

Siria

Syrian Light

36

0,6

Siria

Souedie

24,9

3,8

Tailandia

Erawan Condensate

54,1

n.d

Tailandia

Sirikit

41

n.d

Tailandia

Nang Nuan

30

n.d

Tailandia

Bualuang

27

n.d

Tailandia

Benchamas

42,4

0,12

Trinidad y Tobago

Galeota Mix

32,8

0,3

Trinidad y Tobago

Trintopec

24,8

n.d

Trinidad y Tobago

Land/Trinmar

23,4

1,2

Trinidad y Tobago

Calypso Miscellaneous

30,84

0,59

Túnez

Zarzaitine

41,9

0,1

Túnez

Ashtart

29

1

Túnez

El Borma

43,3

0,1

Túnez

Ezzaouia-2

41,5

n.d

Turquía

Turkish Miscellaneous

n.d

n.d

Ucrania

Ukraine Miscellaneous

n.d

n.d

Uzbekistán

Uzbekistan Miscellaneous

n.d

n.d

Venezuela

Jobo (Monagas)

12,6

2

Venezuela

Lama Lamar

36,7

1

Venezuela

Mariago

27

1,5

Venezuela

Ruiz

32,4

1,3

Venezuela

Tucipido

36

0,3

Venezuela

Venez Lot 17

36,3

0,9

Venezuela

Mara 16/18

16,5

3,5

Venezuela

Tía Juana Light

32,1

1,1

Venezuela

Tía Juana Med 26

24,8

1,6

Venezuela

Oficina

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 Joaquín

42

0,2

Venezuela

Lagotreco

29,5

1,3

Venezuela

Lagocinco

36

1,1

Venezuela

Boscán

10,1

5,5

Venezuela

Leona

24,1

1,5

Venezuela

Barinas

26,2

1,8

Venezuela

Silvestre

28,4

1

Venezuela

Mesa

29,2

1,2

Venezuela

Ceuta

31,8

1,2

Venezuela

Lago Medio

31,5

1,2

Venezuela

Tigre

24,5

n.d

Venezuela

Anaco Wax

41,5

0,2

Venezuela

Santa Rosa

49

0,1

Venezuela

Bombai

19,6

1,6

Venezuela

Aguasay

41,1

0,3

Venezuela

Anaco

43,4

0,1

Venezuela

BCF-Bach/Lag17

16,8

2,4

Venezuela

BCF-Bach/Lag21

20,4

2,1

Venezuela

BCF-21.9

21,9

n.d

Venezuela

BCF-24

23,5

1,9

Venezuela

BCF-31

31

1,2

Venezuela

BCF Blend

34

1

Venezuela

Bolival Coast

23,5

1,8

Venezuela

Ceuta/Bach 18

18,5

2,3

Venezuela

Corridor Block

26,9

1,6

Venezuela

Cretaceous

42

0,4

Venezuela

Guanipa

30

0,7

Venezuela

Lago Mix Med.

23,4

1,9

Venezuela

Larosa/Lagun

23,8

1,8

Venezuela

Menemoto

19,3

2,2

Venezuela

Cabimas

20,8

1,8

Venezuela

BCF-23

23

1,9

Venezuela

Oficina/Mesa

32,2

0,9

Venezuela

Pilón

13,8

2

Venezuela

Recon (Venez)

34

n.d

Venezuela

102 Tj (25)

25

1,6

Venezuela

Tjl Cretaceous

39

0,6

Venezuela

Tía Juana Pesado (Heavy)

12,1

2,7

Venezuela

Mesa-Recon

28,4

1,3

Venezuela

Oritupano

19

2

Venezuela

Hombre Pintado

29,7

0,3

Venezuela

Merey

17,4

2,2

Venezuela

Lago Light

41,2

0,4

Venezuela

Laguna

11,2

0,3

Venezuela

Bach/Ceuta Mix

24

1,2

Venezuela

Bachaquero 13

13

2,7

Venezuela

Ceuta — 28

28

1,6

Venezuela

Temblador

23,1

0,8

Venezuela

Lagomar

32

1,2

Venezuela

Taparito

17

n.d

Venezuela

BCF-Heavy

16,7

n.d

Venezuela

BCF-Medium

22

n.d

Venezuela

Caripito Blend

17,8

n.d

Venezuela

Laguna/Ceuta Mix

18,1

n.d

Venezuela

Morichal

10,6

n.d

Venezuela

Pedernales

20,1

n.d

Venezuela

Quiriquire

16,3

n.d

Venezuela

Tucupita

17

n.d

Venezuela

Furrial-2 (E. Venezuela)

27

n.d

Venezuela

Curazao Blend

18

n.d

Venezuela

Santa Bárbara

36,5

n.d

Venezuela

Cerro Negro

15

n.d

Venezuela

BCF22

21,1

2,11

Venezuela

Hamaca

26

1,55

Venezuela

Zuata 10

15

n.d

Venezuela

Zuata 20

25

n.d

Venezuela

Zuata 30

35

n.d

Venezuela

Monogas

15,9

3,3

Venezuela

Corocoro

24

n.d

Venezuela

Petrozuata

19,5

2,69

Venezuela

Morichal 16

16

n.d

Venezuela

Guafita

28,6

0,73

Vietnam

Bach Ho (White Tiger)

38,6

0

Vietnam

Dai Hung (Big Bear)

36,9

0,1

Vietnam

Rang Dong

37,7

0,5

Vietnam

Ruby

35,6

0,08

Vietnam

Su Tu Den (Black Lion)

36,8

0,05

Yemen

North Yemeni Blend

40,5

n.d

Yemen

Alif

40,4

0,1

Yemen

Maarib Lt.

49

0,2

Yemen

Masila Blend

30-31

0,6

Yemen

Shabwa Blend

34,6

0,6

Zona neutral

Eocene (Wafra)

18,6

4,6

Zona neutral

Hout

32,8

1,9

Zona neutral

Khafji

28,5

2,9

Zona neutral

Burgan (Wafra)

23,3

3,4

Zona neutral

Ratawi

23,5

4,1

Zona neutral

Neutral Zone Mix

23,1

n.d

Zona neutral

Khafji Blend

23,4

3,8

Otros

Pizarra bituminosa

n.d

n.d

Otros

Petróleo de pizarra bituminosa

n.d

n.d

Otros

Gas natural: canalizado por gasoductos desde la fuente n.d

n.d

Otros

Gas natural: a partir de GNL

n.d

n.d

Otros

Gas de pizarra: canalizado por gasoductos desde la fuente n.d

n.d

Otros

Carbón

n.d

n.d

(1) Reglamento (CE) no 684/2009 de la Comisión, de 24 de julio de 2009, por el que se establecen disposiciones de aplicación de la Directiva 2008/118/CE del Consejo en lo que respecta a los procedimientos informatizados aplicables a la circulación de productos sujetos a impuestos especiales en régimen suspensivo (DO L 197 de 29.7.2009, p. 24).

(2) Directiva 2008/118/CE del Consejo, de 16 de diciembre de 2008, relativa al régimen general de los impuestos especiales, y por la que se deroga la Directiva 92/12/CEE (DO L 9 de 14.1.2009, p. 12).

(3) El consorcio JEC reúne al Centro Común de Investigación de la Comisión Europea, al EUCAR (Consejo Europeo para la investigación y el desarrollo de la industria del automóvil) y a la CONCAWE (Fundación Europea Medioambiental de las Compañías Petrolíferas).

(4) http://iet.jrc.ec.europa.eu/about-jec/sites/about-jec/files/documents/report_2013/wtt_report_v4_july_2013_final.pdf (5) Reglamento (CE) no 443/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, por el que se establecen normas de comportamiento en materia de emisiones de los turismos nuevos como parte del enfoque integrado de la Comunidad para reducir las emisiones de CO2 de los vehículos ligeros (DO L 140 de 5.6.2009, p. 1).

(6) Reglamento (UE) no 600/2012 de la Comisión, de 21 de junio de 2012, relativo a la verificación de los informes de emisiones de gases de efecto invernadero y de los informes de datos sobre toneladas-kilómetro y a la acreditación de los verificadores de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 181 de 12.7.2012, p. 1).

(7) Reglamento (UE) no 601/2012 de la Comisión, de 21 de junio de 2012, sobre el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero en aplicación de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 181 de 12.7.2012, p. 30).

(8) Reglamento (CE) no 2964/95 del Consejo, de 20 de diciembre de 1995, por el que se establece un registro en la Comunidad de las importaciones y entregas de petróleo crudo (DO L 310 de 22.12.1995, p. 5).

(9) Reglamento (CEE) no 2454/93 de la Comisión, de 2 de julio de 1993, por el que se fijan determinadas disposiciones de aplicación del Reglamento (CEE) no 2913/92 del Consejo por el que se establece el Código Aduanero Comunitario (DO L 253 de 11.10.1993, p. 1).

(10) Reglamento (CE) no 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de octubre de 2008, relativo a las estadísticas sobre energía (DO L 304 de 14.11.2008, p. 1).

(11) Reglamento (UE) no 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 21 de mayo de 2013, relativo a un mecanismo para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero y para la notificación, a nivel nacional o de la Unión, de otra información relevante para el cambio climático, y por el que se deroga la Decisión no 280/2004/CE (DO L 165 de 18.6.2013, p. 13).

(12) Reglamento Delegado (UE) no 666/2014 de la Comisión, de 12 de marzo de 2014, que establece los requisitos sustantivos para el sistema de inventario de la Unión y toma en consideración las modificaciones de los potenciales de calentamiento global y las directrices sobre inventarios acordadas internacionalmente con arreglo al Reglamento (UE) no 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 179 de 19.6.2014, p. 26).

ANEXO II

CÁLCULO DE LAS NORMAS MÍNIMAS PARA CARBURANTES DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES Método de cálculo

a)

La norma mínima para carburantes se calcula sobre la base del consumo medio en la Unión de combustibles fósiles (gasolina, diésel, gasóleo, GLP y GNC):

Formula

donde:

«x» representa los diferentes combustibles y energías incluidos en el ámbito de aplicación de la presente Directiva y definidos en el cuadro que figura a continuación;

«GHGix» es la intensidad de gases de efecto invernadero del suministro anual vendido en el mercado del combustible x o energía incluidos en el ámbito de aplicación de la presente Directiva, expresada en g de CO2eq/MJ; se utilizarán los valores correspondientes a los combustibles fósiles que se presentan en el anexo I, parte 2, punto 5;

«MJx» es la energía total suministrada y convertida a partir de los volúmenes notificados del combustible x, expresada en megajulios.

b)

Datos sobre consumo

Los datos sobre consumo utilizados para calcular el valor son los siguientes:

Combustible

Consumo de energía (MJ)

Fuente

Diésel

7 894 969 × 106

Datos notificados por los Estados miembros a la CNUCC en 2010 Gasóleo para máquinas móviles no de carretera 240 763 × 106

Gasolina

3 844 356 × 106

GLP

217 563 × 106

GNC

51 037 × 106

Intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero La norma mínima para carburantes correspondiente a 2010 será: 94,1 g de CO2eq/MJ ANEXO III

INFORMES DE LOS ESTADOS MIEMBROS A LA COMISIÓN

1.

A más tardar el 31 de diciembre de cada año, los Estados miembros comunicarán los datos indicados en el punto 3. Deben comunicarse los datos correspondientes a todos los combustibles y energía comercializados en cada Estado miembro. Cuando se mezclen varios biocarburantes con combustibles fósiles deben notificarse los datos de cada biocarburante.

2.

Los datos enumerados en el punto 3 deben notificarse por separado para los combustibles o energía comercializados por los proveedores dentro de un Estado miembro concreto (incluidos los proveedores asociados que operen en el mismo Estado miembro).

3.

Respecto a cada combustible y energía, los Estados miembros deben comunicar a la Comisión los siguientes datos agregados de acuerdo con el punto 2 y definidos en el anexo I:

a)

tipo de combustible o energía;

b)

volumen o cantidad de combustible o electricidad;

c)

intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero;

d)

UER;

e)

origen;

f)

lugar de adquisición.

ANEXO IV

PLANTILLA PARA LA COMUNICACIÓN DE INFORMACIÓN EN ARAS DE LA COHERENCIA DE LOS DATOS COMUNICADOS Combustible. Proveedores individuales

Entrada

Informe conjunto (SÍ/NO)

País

Proveedor1

Tipo de combustible7

Código NC del combustible7

Cantidad2

Intensidad media de GEI

Reducción de emisiones desde la fuente5

Reducción respecto a la media de 2010

por litros

por energía

I

Código NC

Intensidad de GEI4

Materia prima

Código NC

Intensidad de GEI4

sostenible (SÍ/NO)

Componente F.1 (componente de combustibles fósiles) Componente B.1 (componente de biocarburantes)

Componente F.n (componente de combustibles fósiles) Componente B.m (componente de biocarburantes)

k

Código NC2

Intensidad de GEI4

Materia prima

Código NC2

Intensidad de GEI4

sostenible (SÍ/NO)

Componente F.1 (componente de combustibles fósiles) Componente B.1 (componente de biocarburantes)

Componente F.n (componente de combustibles fósiles) Componente B.m (componente de biocarburantes)

Combustible. Proveedores asociados

Entrada

Informe conjunto (SÍ/NO)

País

Proveedor1

Tipo de combustible7

Código NC del combustible7

Cantidad2

Intensidad media de GEI

Reducción de emisiones desde la fuente5

Reducción respecto a la media de 2010

por litros

por energía

I

Subtotal

Código NC

Intensidad de GEI4

Materia prima

Código NC

Intensidad de GEI4

sostenible (SÍ/NO)

Componente F.1 (componente de combustibles fósiles) Componente B.1 (componente de biocarburantes)

Componente F.n (componente de combustibles fósiles) Componente B.m (componente de biocarburantes)

x

Subtotal

Código NC2

Intensidad de GEI4

Materia prima

Código NC2

Intensidad de GEI4

sostenible (SÍ/NO)

Componente F.1 (componente de combustibles fósiles) Componente B.1 (componente de biocarburantes)

Componente F.n (componente de combustibles fósiles) Componente B.m (componente de biocarburantes)

Electricidad

Informe conjunto (SÍ/NO)

País

Proveedor1

Tipo de energía7

Cantidad6

Intensidad de GEI

Reducción respecto a la media de 2010

por energía

NO

Información del proveedor asociado

País

Proveedor1

Tipo de energía7

Cantidad6

Intensidad de GEI

Reducción respecto a la media de 2010

por energía

Subtotal

Origen. Proveedores individuales8

Entrada 1

Componente F.1

Entrada 1

Componente F.n

Entrada k

Componente F.1

Entrada k

Componente F.n

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Entrada 1

Componente B.1

Entrada 1

Componente B.n

Entrada k

Componente B.1

Entrada k

Componente B.n

Proceso bio

Gravedad API2

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Origen. Proveedores asociados8

Entrada I

Componente F.1

Entrada I

Componente F.n

Entrada X

Componente F.1

Entrada X

Componente F.n

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Nombre comercial de la materia prima

Gravedad API3

Toneladas

Entrada I

Componente B.1

Entrada I

Componente B.n

Entrada X

Componente B.1

Entrada X

Componente B.n

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Proceso bio

Gravedad API3

Toneladas

Lugar de adquisición9

Entrada

Componente

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

Nombre de la refinería/ instalación de procesamiento País

1

F.1

1

F.n

1

B.1

1

B.m

k

F.1

k

F.n

k

B.1

k

B.m

I

F.1

I

F.n

I

B.1

I

B.m

X

F.1

X

F.n

X

B.1

X

B.m

Total de la energía comunicada y de las reducciones realizadas por Estado miembro

Volumen (por energía)

10

Intensidad de GEI

Reducción respecto a la media de 2010

Notas relativas al formato

La plantilla para los informes de los proveedores es idéntica a la plantilla para los informes de los Estados miembros.

Las casillas en gris no deben rellenarse.

1.Identificación del proveedor como se define en el anexo I, parte 1, punto 3, letra a).

2.La cantidad de combustible se establece en el anexo I, parte 1, punto 3, letra c).

3.La gravedad según el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute, «API») se establece conforme al método de ensayo D287 de la ASTM.

4.La intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero se establece en el anexo I, parte 1, punto 3, letra e).

5.La reducción de las emisiones desde la fuente se establece en el anexo I, parte 1, punto 3, letra d); las especificaciones para la comunicación de información se establecen en el anexo I, parte 2, punto 1.

6.La cantidad de electricidad se establece en el anexo I, parte 2, punto 6.

7.Los tipos de combustibles y sus códigos NC se establecen en el anexo I, parte 1, punto 3, letra b).

8.El origen se define en el anexo I, parte 2, puntos 2 y 4.

9.El lugar de adquisición se define en el anexo I, parte 2, puntos 3 y 4.

10.La cantidad total de energía (combustibles y electricidad) realmente consumida.

ANÁLISIS

  • Rango: Directiva
  • Fecha de disposición: 20/04/2015
  • Fecha de publicación: 25/04/2015
  • Cumplimiento a más tardar el 21 de abril de 2017.
Referencias posteriores

Criterio de ordenación:

  • SE MODIFICA, por Reglamento 2018/1999, de 11 de diciembre (Ref. DOUE-L-2018-82105).
  • SE TRANSPONE, por Real Decreto 235/2018, de 27 de abril (Ref. BOE-A-2018-5890).
  • CORRECCIÓN de errores en DOUE L 129, de 27 de mayo de 2015 (Ref. DOUE-L-2015-81005).
Referencias anteriores
Materias
  • Carburantes y combustibles
  • Contaminación atmosférica
  • Información
  • Política energética
  • Políticas de medio ambiente
  • Productos petrolíferos
  • Reglamentaciones técnicas

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