DOUE-L-2015-80791
Europeo
Unión Europea
Directiva
20150420
652/2015

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.
Diario Oficial de la Unión Europea
20150425
107
L
26
67
/doue/2015/107/L00026-00067.pdf
L
S
20250101
N
S
L
https://data.europa.eu/eli/dir/2015/652/spa
Carburantes y combustibles
Contaminación atmosférica
Información
Política energética
Políticas de medio ambiente
Productos petrolíferos
Reglamentaciones técnicas
Cumplimiento a más tardar el 21 de abril de 2017.
DE CONFORMIDAD con
la Directiva 98/70, de 13 de octubre
SE DEROGA
, con efectos de 1 de enero de 2025, por Directiva 2023/2413, de 18 de octubre
SE MODIFICA
, por Reglamento 2018/1999, de 11 de diciembre
CORRECCIÓN de errores
en DOUE L 129, de 27 de mayo de 2015.
SE TRANSPONE
, por Real Decreto 235/2018, de 27 de abril
Energía
Medio ambiente
Tecnología e investigación
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
SÍ
SÍ
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
SÍ
SÍ
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
SÍ
SÍ
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.