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Le secteur de l'énergie en Russie tient une place dominante dans l'économie de la Russie (36 % des recettes du budget fédéral en 2016) et figure parmi les plus importants au monde.
 La Russie possède en 2020 les premières réserves de gaz naturel du monde (23,2 % des réserves prouvées mondiales) devant l'Iran (16,5 %), ainsi que les troisièmes réserves de charbon (12,5 %) derrière les États-Unis et la Chine, et les sixièmes de pétrole (6,0 %).
 La production d'énergie primaire en 2019 est constituée presque entièrement (94,6 %) de combustibles fossiles : gaz naturel (41,3 %), pétrole (36,8 %) et charbon (16,5 %).
 La Russie est en 2021 au mondial des producteurs de gaz naturel (17,4 % de la production mondiale) derrière les États-Unis, au des producteurs de pétrole (12,7 %) et au des producteurs de charbon (5,5 %), au des exportateurs de gaz naturel avec 22,6 % des exportations mondiales, au des exportateurs de pétrole brut (12,3 %) et au des exportateurs de charbon (17,9 %).
 Elle est d'électricité mondial, d'électricité nucléaire, d'hydroélectricité, d'électricité à partir de gaz naturel.
 L'énergie primaire consommée en 2019 en Russie était de par habitant, soit 2,8 fois la moyenne mondiale et 49 % au-dessus de la consommation française. Elle se répartissait en 89,6 % d'énergies fossiles (gaz naturel 54,1 %, pétrole 19,3 %, charbon 16,1 %), 7,1 % d'énergie nucléaire et 3,5 % d'énergies renouvelables (hydraulique 2,2 %, biomasse 1,3 %).
 L'électricité représentait seulement 12,5 % de la consommation finale d'énergie en 2019 ; la part élevée de la chaleur de réseau (20,2 %) est caractéristique des pays nordiques ; la Russie est le mondial de chaleur de réseau avec 34,4 % de la production mondiale, derrière la Chine (35,5 %).
 La production d'électricité provient en 2019 à 63,4 % des combustibles fossiles (gaz naturel 45,9 %, charbon 16,8 %, pétrole 0,8 %), à 18,6 % du nucléaire et à 18 % des énergies renouvelables (surtout hydroélectricité : 17,5 %).
 La Russie occupe en 2019 le quatrième rang mondial pour les émissions de liées à l'énergie, avec 4,9 % du total mondial. Ses émissions par habitant s'élèvent à de , soit 2,61 fois la moyenne mondiale, 2,61 fois celles de la France et 1,61 fois celles de la Chine, mais inférieures de 21 % à celles des États-Unis.
 Vue d'ensemble
 Le pétrole et le gaz naturel pèsent chacun 15 % du PIB russe en 2017 ; ils fournissent les deux tiers des recettes en devises et la moitié des revenus budgétaires, mais moins d'un million d'emplois.
 En 2021, sur des exportations russes totales de , près de provenaient du pétrole, dont vendus aux pays européens, et du gaz naturel, plus du GNL, dont à destination de l'Europe. Les hydrocarbures vendus aux pays européens représentent donc 30 % des exportations russes.
 Comparaisons internationales
 L'Agence internationale de l'énergie classe la Russie aux tout premiers rangs pour la plupart des indicateurs du domaine de l'énergie :
 Sources d'énergie primaire
 La Russie est riche en ressources énergétiques. Elle possède les plus grandes réserves de gaz naturel du monde (18 % des réserves prouvées) et les secondes pour le charbon ; elle est le second producteur mondial de gaz naturel, le troisième pour le pétrole, le sixième pour le charbon et le quatrième producteur d'électricité nucléaire.
 Le pétrole et le gaz contribuaient pour 36 % au budget fédéral en 2017. Plus de 70 % des importations de gaz naturel de l'Europe provenaient de Russie en 2016, ainsi que plus d'un tiers de celles de pétrole brut ; à l'inverse, près de 60 % des exportations russes de pétrole brut et plus de 75 % de celles de gaz naturel étaient destinées à l'Europe.
 La production d'énergie primaire de la Russie atteignait en 2019 un total de (pétajoule), dont 94,6 % d'énergies fossiles : gaz naturel 41,3 %, pétrole 36,8 %, charbon 16,5 % ; le nucléaire (3,6 %) et les énergies renouvelables (1,8 %) pèsent peu à côté des mastodontes fossiles, alors même que la Russie compte plusieurs centrales hydroélectriques et nucléaires parmi les plus puissantes du monde.
 Près de la moitié (47,7 %) de cette énorme production est exportée (solde exportateur net) : 48 % du pétrole brut (70,8 % avec les produits pétroliers), 32,6 % du gaz naturel et 48,7 % du charbon. La consommation intérieure d'énergie primaire (approvisionnement net, après déduction du solde exportateur, des soutes internationales et des variations de stocks) est de ; dans cette consommation primaire, la part du gaz est majoritaire : 54,1 %, le pétrole pèse 19,3 % et le charbon 16,1 % ; le nucléaire a une part de 7,1 % et l'hydroélectricité de 2,2 %.
 Voici la partie supérieure du bilan énergétique russe de 2019 qui détaille l'approvisionnement en énergie primaire du pays :
 Le poids du secteur pétrolier (pétrole brut + produits pétroliers) est de 19,3 % de la consommation intérieure d'énergie primaire.
 Sur l'ensemble de la période 1990-2019, la production d'énergie de la Russie n'a augmenté que de 18 %. On observe deux périodes très contrastées :
 les années 1990 ont connu de fortes baisses de production : charbon -33 %, pétrole -39 %, gaz naturel -9 % ;
 les années 2000 ont vu la production en Russie regagner le terrain perdu pour retrouver les niveaux de 1990 ; les années 2010 ont connu une progression importante.
 Une étude du think tank Center for Research on Energy and Clean Air (CREA) révèle que sur les cent jours qui ont suivi l'invasion de l'Ukraine, la Russie a exporté pour de pétrole brut, produits pétroliers, gaz, GNL et charbon, dont 61 % vers l'Union européenne, qui lui a ainsi versé entre le 24 février et le 3 juin. La hausse des prix a plus que compensé la baisse des volumes, qui a fait perdre aux producteurs d'hydrocarbures russes une centaine de millions d'euros par jour par rapport à 2021 ; ils ont perdu une autre centaine de millions par jour parce que la Russie est contrainte de vendre son pétrole avec un rabais important, mais l'explosion des cours du pétrole et du gaz a augmenté les recettes de quelque par jour, sur le seul mois de mai 2022, où les recettes de la Russie ont dépassé de 40 % celles de mai 2021.
 Gaz naturel
 Réserves de gaz naturel
 Les réserves prouvées de gaz naturel de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à (milliards de m3) fin 2020. Ces réserves classaient la Russie au mondial avec 23,2 % du total mondial, devant l'Iran (16,5 %) et le Qatar (11,6 %). Elles sont restées au même niveau depuis dix ans : +0,5 % depuis 2010. Elles représentent 69 années de production au rythme de 2020.
 Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de gaz naturel de la Russie fin 2011 étaient de , au mondial : 23 % du total mondial, devant l'Iran (16 %), et sa production était de , ce qui laissait 71 ans de réserves. Les réserves sont principalement situées en Sibérie, dont les bassins de Yamburg, Urengoy et Medvezh’ye totalisent 45 % des réserves du pays. La compagnie d'État Gazprom domine l'amont de la chaine gazière, produisant environ 80 % du gaz russe et contrôlant directement plus de 65 % des réserves et une grande part du reste en joint-ventures. Le gaz naturel associé à la production de pétrole est souvent brûlé à la torchère : selon la U.S. National Oceanic and Atmospheric Administration, la Russie a brûlé 1244 milliards de pieds cubes de gaz, plus que tout autre pays et 30 % du total brûlé à la torchère en 2010 dans le monde ; le gouvernement russe a lancé un programme visant à utiliser 95 % de ce gaz associé d'ici 2012, mais cet objectif a peu de chances d'être atteint aussi vite.
 Le gisement gazier géant de Chtokman, découvert en 1998 en mer de Barents, recèle des réserves gigantesques : , soit 2 % des réserves mondiales. Son développement, lancé en 2007 par Gazprom, le norvégien Statoil et Total ; ses conditions d'exploitation sont très difficiles : il est situé à au nord des côtes russes, dans une zone prise par les glaces une bonne partie de l’année. Le coût de son développement, estimé au départ à 15 milliards de dollars, avait été revu à au moins 30 milliards ; Statoil s'est retiré du projet en , puis Total en ; Gazprom a annoncé qu'il sera repris lorsque la technologie ou les conditions de marché seront plus favorables.
 Production de gaz naturel
 En 2021, la Russie a produit (milliards de m3) de gaz naturel, soit (exajoules), en progression de 10,4 % en 2021 et de 14 % depuis 2011. Elle se classe au mondial avec 17,4 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (23,1 %).
 L'AIE donne des estimations plus élevées pour 2020 : et 18,0 % de la production mondiale.
 Exportations de gaz naturel
 En 2020, selon l'AIE, la Russie se classait au premier rang mondial avec , soit 22,6 % des exportations mondiales de gaz naturel.
 En 2021, les exportations de gaz naturel russe ont atteint , au mondial (loin devant les États-Unis : , le Qatar : et l'Australie : ), dont par gazoducs et par mer (GNL), destinés :
 à l'Europe : par gazoducs, dont pour l'Union européenne et pour le reste de l'Europe ; par mer, dont pour la France ;
 aux pays de l'ancienne URSS : par gazoducs, en particulier la Biélorussie : et le Kazakhstan : ;
 à l'Asie : par gazoduc pour la Chine et par mer, surtout au Japon : , à la Chine : et à la Corée du sud : .
 La Russie a également importé par gazoduc en 2021, dont du Turkmenistan et du Kazakhstan.
 A la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie, la Chine ne pourra pas se substituer à l'Europe pour absorber la production de gaz russe : le gazoduc « Power of Siberia », seule route pour le gaz naturel entre la Russie et la Chine, ne peut acheminer qu'une petite fraction des ventes réalisées vers l'Europe, et ce gazoduc n'est pas connecté aux champs gaziers russes qui alimentent l'Europe.
 En 2013, selon une étude d'Eurogas, la part du gaz russe dans la consommation des 28 pays de l'Union européenne a atteint 27 %, contre 23 % en 2012 ; la consommation de gaz de l'UE a pourtant reculé, pour la troisième année de suite, baissant de 1,4 % à 462 milliards de mètres cubes, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production de gaz sur le territoire de l'Union européenne a connu un déclin de 1 % à 156 milliards de mètres cubes mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) de l'UE.
 Selon les statistiques d'Eurostat, en 2011 la part des importations de gaz russe dans la consommation brute de gaz naturel des pays de l'Union européenne était la suivante :
 six pays dépassaient 100 % : les trois pays baltes, la Finlande, la République tchèque et la Slovaquie (ces dépassements peuvent s'expliquer par des variations de stocks ou des consommations extérieures telles que les soutes) ;
 deux pays proches de 100 % : Autriche (98,3 %) et Bulgarie (95,7 %) ;
 trois autres pays au-dessus de 50 % : Grèce (65,5 %), Slovénie (53,2 %) et Hongrie (51 %) ;
 quatre pays entre 20 et 50 % : Allemagne (41,6 %), Italie (28,2 %), Luxembourg (26,6 %) et Roumanie (21,2 %) ;
 deux pays peu dépendants (<20 %) : France (16,9 %) et Pays-Bas (4,7 %) ;
 dix pays non dépendants (0 % ou <1 %) : Belgique, Royaume-Uni, Suède, Pologne, Danemark, Irlande, Espagne, Portugal, Croatie, Chypre.
 Les importations de gaz russe de l'Allemagne représentaient 29,6 % du total de celles de l'UE, suivies de l'Italie : 18,3 % ; ces deux pays recevaient donc 48 % du gaz russe importé par l'UE.
 Gazoducs
 Gazprom domine également le réseau de gazoducs russe : dix grands gazoducs, dont huit gazoducs d'exportation : Yamal-Europe I, Northern Lights, Soyuz et Bratrstvo acheminent le gaz vers l'Europe à travers l'Ukraine et le Belarus (capacité totale : 4 Tcf) et Nord Stream, inauguré en 2011, à travers la Baltique ; Blue Stream, North Caucasus et Mozdok-Gazi-Magomed desservent la Turquie et les ex-républiques soviétiques de l'est. La Russie exporte aussi du GNL par méthaniers : en 2011, l'usine de gazéification de Sakhalin Energy (10 millions de tonnes de capacité), inaugurée en 2009, a exporté du GNL vers le Japon (69,5 %), la Corée du Sud (25,7 %), la Chine (2,4 %), Taïwan (1,7 %) et la Thaïlande (0,6 %) ; plusieurs projets de terminaux méthaniers sont en cours : Yamal LNG, Shtokman LNG, Vladivostok.
 Le projet de gazoduc South Stream, qui devait alimenter l'Italie et plusieurs pays de l'Est en contournant l'Ukraine par le sud, a été abandonné : le , le président Vladimir Poutine a annoncé cet abandon, le justifiant par le refus de la Bulgarie, sous pression de l’Union européenne, dont elle est membre, d’autoriser le passage du tuyau sur son territoire ; il a aussi vivement critiqué Bruxelles qui estime que les contrats signés par Gazprom pour ce projet violent les règles européennes de la concurrence, et annoncé une réorientation des flux d'exportations énergétiques de la Russie : .
 Gazprom, principal fournisseur de gaz de l'Union européenne, a annoncé à ses clients qu'ils devront aller chercher leur gaz à leurs frais en Turquie, appelée à remplacer l'Ukraine comme zone de transit après l'abandon par la Russie du projet de gazoduc South Stream. Or GDF Suez, ENI, E.ON et autres gaziers européens disposent de contrats de long terme prévoyant que Gazprom leur livre du gaz en des points précis, et non à la frontière gréco-turque. Gazprom devrait alors payer des pénalités énormes. Les pays européens sont diversement concernés par ce bras de fer : le Royaume-Uni, la Belgique et les Pays-Bas n'achètent pas de gaz russe, la Pologne et l'Allemagne sont approvisionnés via le Belarus ; mais l'Autriche, la Slovaquie, la République tchèque, tous les pays du sud et du sud-est de l'Europe, ainsi que des clients italiens ou français, sont concernés.
 Terminaux GNL
 L'exportation par voie maritime de gaz naturel liquéfié (GNL) se développe. Novatek, numéro deux du gaz en Russie après Gazprom et premier groupe gazier privé, est le spécialiste du GNL dans l'Arctique. Il annonce le la finalisation du financement d'Arctic LNG 2, un chantier sur la péninsule de Gydan estimé à plus de 21 milliards de dollars, avec un premier cargo prévu pour 2023. Total est actionnaire du projet à 10 % et détient également 19,4 % du capital de Novatek, qui détient 60 % du projet. Novatek a démarré fin 2017 la production de sa première usine de liquéfaction Arctic LNG 1 de 27 milliards de dollars sur la péninsule de Yamal, voisine de la péninsule de Gydan où se situe le deuxième projet.
 Le projet Arctic LNG 2 de Novatek, dont TotalEnergies est actionnaire à 10 %, a bouclé son financement fin novembre 2021 grâce à une levée de dette de , dont par des banques russes, par des banques chinoises et par des banques japonaises, italiennes et allemandes. Aucune banque française n'est directement impliquée, et la banque publique Bpifrance n'a pas apporté de garantie-export au projet. L'autre moitié des dépenses sera financée sur les fonds propres des partenaires du projet : le russe Novatek (60 %), TotalEnergies (10 %), les chinois CNPC et CNOOC (10 % chacun) ainsi que les japonais Mitsui et JOGMEC (10 %). Ce projet de prévoit la construction de trois unités de liquéfaction du gaz sibérien, qui pourront produire jusqu'à 19 millions de tonnes de GNL par an à partir de 2023. Il est particulièrement contesté par les défenseurs de l'environnement parce qu'il participe au réchauffement climatique dans une région fragile, l'Arctique, qui se réchauffe déjà trois fois plus vite que le reste de la planète.
 Consommation de gaz naturel
 En 2021, la Russie a consommé de gaz naturel, soit (exajoules), en hausse de 12,4 % en 2021 et de 9 % depuis 2011. Elle se classe au mondial avec 11,8 % de la consommation mondiale, loin derrière les États-Unis (20,5 %) mais devant la Chine (9,4 %).
 Pétrole
 Réserves de pétrole
 Les réserves prouvées de pétrole de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à (millions de tonnes) fin 2020, au mondial avec 6,0 % du total mondial, derrière le Venezuela (19,3 %), l'Arabie Saoudite (16,2 %), le Canada (10,8 %), l'Iran (8,8 %) et l'Irak (8,0 %). Elles représentaient 28,8 années de production au rythme de 2020. Elles ont fortement progressé depuis 2010 : +40 %.
 Le risque d'épuisement des réserves reste théorique, car le pays compte de vastes territoires inexplorés ainsi que des réserves « probables et possibles » gigantesques en Sibérie orientale, en Arctique et dans l'offshore profond. Mais ces gisements seront coûteux à exploiter et nécessiteront des technologies dont ne dispose pas la Russie.
 Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de la Russie à fin 2011 étaient de 8,2 milliards de tonnes (60 milliards de barils), au mondial : 4,6 % du total mondial (le , l'Arabie saoudite, a 36,2 Mds tonnes, soit 20 %), et sa production de ( mondial), ce qui laissait seulement 16 ans de réserves. La majeure partie des réserves sont situées en Sibérie occidentale, entre les Monts Oural et le plateau central sibérien, ainsi que dans la région Volga-Urals, jusqu'à la Caspienne ; la Sibérie a des réserves encore peu explorées.
 Les réserves prouvées de pétrole de schiste sont estimées à 248 milliards de barils, soit 5 % du total mondial ; plus de 80 gisements ont été identifiés dans le bassin de la Baltique, à l'est de la partie européenne du pays et au nord-est de la Sibérie.
 Lukoil a signé avec Total le un accord créant une coentreprise (51 % Lukoil, 49 % Total) pour exploiter du pétrole de schiste en Sibérie occidentale ; les deux groupes investiront 120 à 150 millions $ pendant deux ans dans l'exploration géologique ; la formation Bajenov, où la coentreprise effectuera ses explorations, contient des réserves estimées de façon sommaire à 70 millions de tonnes de pétrole. Les premiers forages d'exploration sont prévus en 2015 sur une zone couvrant dans le district autonome des Khantys-Mansis.
 Production de pétrole
 En 2021, la Russie a produit (millions de tonnes) de pétrole, soit (millions de barils par jour), en progression de 2,6 % en 2021 et de 3,3 % depuis 2011. Elle se classe au mondial avec 12,7 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (16,8 %) et devant l'Arabie saoudite (12,2 %).
 En 2011, la Russie avait produit 10,2 millions de barils par jour d'hydrocarbures liquides, dont /j de pétrole brut, et en avait consommé environ /j et exporté /j, dont /j de brut et le reste en produits raffinés ; 78 % des exportations étaient destinées à l'Europe, en particulier l'Allemagne, les Pays-Bas et la Pologne ; 16 % allaient à l'Asie et 6 % à l'Amérique. La Russie avait 40 raffineries, d'une capacité totale de /j ; Rosneft, le principal raffineur, contrôlait /j, en particulier la plus grande raffinerie du pays, celle d'Angarsk ( bl/j) LUKoil a une capacité de raffinage de bl/j et TNK-BP bl/j.
 La principale compagnie pétrolière russe est Rosneft suivie par Lukoil, TNK-BP, Surgutneftegaz, Gazprom Neft et Tatneft.
 Le 22/10/2012, Rosneft a annoncé son intention de s'emparer de la totalité de TNK-BP pour 61 milliards de dollars.
 La Russie prévoyait d’investir 400 milliards de dollars sur vingt ans dans l'Arctique, mais les sanctions liées à l’Ukraine risquent de ralentir ses ambitions. Gazprom est la première société au monde à avoir commencé à produire du pétrole dans l’océan Arctique : entrée en production en avril dernier, la plate-forme de Prirazlomnoye, en mer de Petchora, a produit équivalent pétrole en 2014, et prévoit de multiplier ce chiffre par 2 à 2,5 en 2015, au moyen de quatre nouveaux puits. C’est en Russie que se trouve, et de loin, le plus gros potentiel de l’Arctique », mais les compagnies russes ont besoin des technologies occidentales ; elles savent réaliser des forages en conditions extrêmes, mais pas développer des projets pour produire. Gazprom a ainsi conclu des coopérations avec Shell et s’était associé à Total, entre autres, pour développer le champ de Chtokman en mer de Barents, finalement suspendu sine die il y a deux ans, car trop coûteux. Le grand projet Yamal de Total, qui n’est pas un projet offshore, n’est pas touché directement par les sanctions, mais son financement est affecté. Rosneft a conclu des accords avec ExxonMobil, Statoil, BP et ENI, et a foré durant l'été 2014 un premier puits à 600 millions de dollars en mer de Kara avec ExxonMobil, qui a donné lieu à une découverte potentiellement gigantesque, estimée à 1 milliard de barils de pétrole, mais les opérations ont dû être interrompues avant même que le puits ait été testé, à cause des sanctions. Statoil a arrêté ses opérations en mer de Barents mais poursuit sa coopération en mer d’Okhotsk, où un puits d’exploration doit être foré en 2016.
 Exportations de pétrole
 La Russie était en 2021 le exportateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec (, dont de brut et de produits pétroliers), soit 12,3 % des exportations mondiales, derrière les États-Unis (, soit 12,7 %), et devant l'Arabie saoudite (, soit 11,5 %). Ces exportations ont progressé de 5,9 % en 2021 et de 10,6 % depuis 2011. Les exportations de brut de 2021 étaient surtout destinées à l'Europe : (52,6 %), à l'Asie : (37,3 %) (dont la Chine : , 30,2 %) et aux pays de l'ex-URSS : (6,0 %). La Russie exportait de produits pétroliers, dont vers l'Europe, vers l'Asie, vers les États-Unis.
 En 2019, la Russie était le exportateur mondial de pétrole brut avec , contribuant pour 13,2 % aux exportations mondiales.
 Tous les oléoducs majeurs (sauf celui du Caspian Pipeline Consortium) sont possédés et exploités par le monopole étatique Transneft; les oléoducs pour produits pétroliers sont possédés et exploités par sa filiale Transnefteproduct. Actuellement, Transneft construit l'Oléoduc Sibérie orientale - océan Pacifique qui va transporter le pétrole russe aux marchés de l'Asie-Pacifique (Chine, Japon, Corée). La Russie est aussi le principal pays de transit pour le pétrole du Kazakhstan.
 Consommation de pétrole
 En 2021, la Russie a consommé (millions de barils par jour), soit (exajoules), en progression de 6,1 % en 2021 et de 8,2 % depuis 2011. Elle se classe au mondial avec 3,6 % de la consommation mondiale, loin derrière les États-Unis (19,2 %) et la Chine (16,6 %). Sa production représente 3,2 fois sa consommation.
 Charbon
 Réserves de charbon
 Les réserves prouvées récupérables de charbon de la Russie étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à (milliards de tonnes) fin 2020, soit 9,5 % des réserves mondiales, et celles de lignite) à , soit 28,2 % du total mondial. Au total, ces réserves atteignent , soit 12,5 % des réserves mondiales, au derrière les États-Unis (25,8 %) et la Chine (15,5 %) et devant l'Australie (12,1 %) et l'Inde (12,0 %). Elles représentent 307 ans de production au rythme de 2021.
 Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées de la Russie à fin 2011 étaient de (estimation de 1996), dont récupérables (dont de lignite), et sa production de , ce qui laissait plusieurs siècles de réserves. Une grande part des gisements est exploitable à ciel ouvert : 23 % du charbon bitumineux, 74 % du sub-bitumineux et 100 % du lignite. Les gisements sont répartis dans de nombreuses régions, depuis le bassin de Moscou à l'ouest au bassin de Donetsk, à cheval sur la frontière ukrainienne au sud-ouest, au bassin de Petchora au nord-est de la Russie européenne, et aux bassins sibériens d'Irkoutsk, de Kouznetsk, de Kansk-Achinsk, de la Léna, de Yakoutie du Sud et de la Toungouska.
 Les principaux gisements de houille sont situés dans les bassins de Petchora (), dont 85 % est sous le permafrost, produisant des charbons de bonne qualité et assez proche des marchés, et du Kouznetsk (), à l'est de Novossibirsk. Le bassin de Kansk-Achinsk, encore plus à l'est, contient d'énormes gisements de lignite ; situé sur le tracé du transsibérien, il alimente des centrales électriques et des usines carbo-chimiques. Les vastes bassins sibériens de la Léna et de la Toungouska constituent des ressources largement inexplorées, dont l'exploitation commerciale serait probablement difficile.
 Production de charbon
 En 2021, la production de charbon de la Russie atteignait (exajoules), en progression de 8,8 % en 2021 et de 38 % depuis 2011, au mondial avec 5,5 % du total mondial, loin derrière la Chine : 50,8 %. En unités physiques, cette production était en 2020 de (millions de tonnes) de charbon, au mondial plus de lignite, au mondial derrière la Chine et l'Allemagne.
 En 2020, la Russie a produit de charbon, dont de lignite (11,4 %).
 Depuis un pic à environ (millions de tonnes) en 1988, la production de charbon de la Russie a connu un déclin prononcé à la suite de la désintégration de l'URSS, atteignant un point bas de en 1998, puis elle a regagné une partie du terrain perdu, atteignant () en 2008.
 Les deux principaux producteurs russes de charbon sont Rosugol et Donugol.
 Exportation de charbon
 En 2021, la Russie a exporté (exajoules) de charbon, au mondial avec 17,9 % des exportations mondiales, derrière l'Australie (28,8 %) et l'Indonésie (25,6 %). Les principales destinations sont l'Europe (35 %), la Chine (24 %), la Corée du sud (10 %) et le Japon (8,5 %). Les exportations russes ont progressé de 109 % en dix ans (2011-2021).
 Consommation de charbon
 La consommation de charbon en Russie s'est établie en 2021 à (exajoules), en hausse de 4 % en 2021 mais en recul de 13,5 % depuis 2011, au mondial avec 2,1 % du total mondial, très loin derrière la Chine (53,8 %) et l'Inde (12,5 %). La Russie consomme 37 % de sa production de charbon et exporte le reste.
 En 2019, 43 % du charbon consommé en Russie a été brûlé dans les centrales de cogénération (électricité + chaleur) et 10 % dans les centrales de chaleur, ces deux catégories de centrales alimentant le chauffage urbain ; la cokéfaction pour la sidérurgie (16 %), l'industrie (23 %), le secteur résidentiel (1,4 %, en forte baisse) et le tertiaire (0,6 %) se partageaient le reste.
 Tourbe
 La Russie compte 1,39 million de km2 de tourbières, soit 35 % du total mondial ; les principaux gisements de tourbe (85 %) sont situés dans la partie nord-ouest de la Russie, en Sibérie Occidentale, près de la côte ouest du Kamtchatka et dans plusieurs autres régions extrême-orientales. Les tourbières sibériennes comptent pour presque 75 % des réserves totales de Russie de 186 milliards de tonnes, les secondes après celles du Canada. Environ 5 % de la tourbe exploitable (0,8 million tonnes en 2008) est utilisée pour la production de combustible, le reste est utilisé dans l'agriculture et pour le chauffage résidentiel dans les zones rurales. Bien que la tourbe ait été utilisée comme combustible industriel pour la production d'électricité en Russie sur une longue période (en 1928 plus de 40 % de l'électricité soviétique était produite à base de tourbe), sa part a été en déclin sur le long terme, et depuis 1980 s'est élevée à moins de 1 %.
 Pétrole non conventionnel
 Schistes bitumineux
 La Russie possède les plus grandes réserves de schiste bitumineux en Europe estimées à 35,47 milliards de tonnes d'huile de schiste. Plus de 80 gisements d'huile de schiste ont été identifiés. Les principaux gisements sont situés dans la province de Volga-Petchyorsk et dans le bassin de la Baltique. L'exploitation des gisements dans la province de Volga-Petchyorsk a commencé dans les années 1930, mais fut abandonnée à cause de problèmes environnementaux. L'essentiel de l'industrie de l'huile de schiste était concentré dans le bassin de la Baltique, où la mine de Leningradslanets produisait en 2002 ; la production était livrée à la centrale électrique Estonian Baltic dont l'électricité était livrée à UES (Unified Energy System of Russia), jusqu'à 2005 où la production de la mine a été arrêtée ; la société russe Renova prévoit de construire sa propre usine de production d'huile de schiste, et a redémarré l'exploitation minière en 2007 à par mois, en grande partie exportées vers l'Estonie en 2009. À Slantsy, près de la frontière estonienne, une centrale électrique () brûlait l'huile de schiste, mais en 1999 l'usine de traitement d'huile de schiste de Slantsy et la centrale furent reconvertis pour utiliser du gaz naturel et les activités minières cessèrent en 2005. À Syzran une petite usine de traitement ( par an) continue à fonctionner.
 Bitume naturel et pétrole extra-lourd
 De petites réserves de pétrole extra-lourd ont été identifiées : 6 gisements avec 177 millions de barils de réserves, dans les bassins de Volga-Oural et de Nord Caucase-Mangyshlak. D'importants gisements de bitume naturel (39 gisements, avec 295 milliards de barils de réserves prouvées et 51 Mds éventuelles) sont localisés dans la Sibérie Orientale dans le bassin de la Toungouska (plus de 50 Mds barils), ainsi que dans les bassins Timan-Petchora and Volga-Oural, ainsi que dans le Tatarstan, seule zone où les études sont suffisamment avancées pour qu'une exploitation soit envisageable. En , Tatneft et Royal Dutch Shell ont annoncé un partenariat stratégique pour développer la production de pétrole brut lourd au Tatarstan, où Tatneft a déjà une production pilote de bitume.
 Uranium
 La Russie était en 2017 le mondial d'uranium avec , soit 4,9 % du total mondial, loin derrière le Kazakhstan ().
 Les ressources récupérables d'uranium en Russie étaient estimées en 2015 à , soit 9 % du total mondial, au derrière l'Australie, le Kazakhstan et le Canada.
 Selon le Conseil mondial de l'énergie, la Russie avait en 2008 des réserves d'uranium « raisonnablement assurées » estimées à (4,5 % des réserves mondiales) ; le Kazakhstan voisin en a . S'y ajoutent les réserves « présumées » qui s'élèvent à (Kazakhstan : ), et les réserves « pronostiquées » et « spéculatives » : (Kazakhstan : ). Les activités d'exploration, entreprises dès 1944, ont permis de découvrir plus d'une centaine de gisements dans 14 districts, dont trois ont été mis en valeur à l'est de l'Oural (Transural, West Siberia et Vitim). La plus importante zone de production d'uranium a été la région de Streltsovsk près de Krasnokamensk dans l'oblast de Tchita, où l'exploitation relève de l'entreprise d'Etat Priargunsky, dont la capacité nominale de production atteint par an, et qui assure plus de 90 % de la production nationale. En 2008, la fédération de Russie était le cinquième producteur d'uranium du monde : représentant 8 % de la production mondiale ; sa production cumulée jusqu'à fin 2008 atteignait (5,8 % du total mondial).
 Consommation intérieure d'énergie primaire
 La consommation intérieure d'énergie primaire par habitant de la Russie est très élevée : (gigajoules) en 2019, soit 2,8 fois la moyenne mondiale () et 49 % au-dessus de la consommation française : , mais 21 % au-dessous de celle des États-Unis : .
 La consommation d'énergie primaire a reculé de près de 30 % pendant la décennie 1990-2000, puis a progressé de 25 % entre 2000 et 2019.
 Consommation finale d'énergie
 La consommation finale d'énergie en Russie (après raffinage, transformation en électricité ou en chaleur de réseau, transport, etc) a évolué comme suit :
 La consommation finale d'énergie en Russie a fortement reculé au cours des années 1990 du fait des crises de cette période (crise de 1992-1994 lors des privatisations massives ; crise financière russe de 1998, conséquence de la crise économique asiatique) et de gains d'efficacité énergétique, puis a regagné pendant les années 2000 une partie du terrain perdu.
 On note la part considérable du gaz, mais aussi celle des réseaux de chaleur, qui dépassent l'électricité et pèsent même presque autant que les produits pétroliers : c'est un trait original de la Russie, comme de bien des pays nordiques.
 La modernisation de l'économie russe est mise en évidence par la disparition de la rubrique "non spécifié", la baisse des consommations de l'industrie et des transports (efficacité énergétique accrue) et la progression de la part des ménages et du tertiaire.
 Secteur électrique
 Production d'électricité
 En 2019, selon l'Agence internationale de l'énergie, la Russie a produit , en progression de 0,6 % en 2019 et de 3,6 % depuis 1990. Cette production se répartissait en 63,4 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 45,9 %, charbon : 16,8 %, pétrole : 0,8 %), 18,6 % de nucléaire et 18 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 17,5 %, déchets 0,3 %, solaire 0,11 %, géothermie 0,04 %, éolien 0,03 %).
 La Russie était le quatrième producteur mondial d'électricité en 2019 (4,2 % de la production mondiale), derrière la Chine (27,7 %), les États-Unis (16,2 %) et l'Inde (6,0 %), et le septième exportateur d'électricité . Elle se classait au mondial pour la production d'électricité à partir de gaz naturel (8,1 % du total mondial), au pour le charbon (1,9 % du total mondial) et au pour les énergies renouvelables (2,8 % du total mondial ; surtout hydroélectricité).
 Énergie nucléaire
 En 2021, les centrales nucléaires de la Russie ont produit , soit 19,2 % de l'électricité du pays. La Russie se classe au rang mondial avec 7,9 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (29,3 %), la Chine (14,6 %) et la France (13,5 %).
 En 2019, la production brute d'électricité nucléaire en Russie atteignait , soit 18,6 % de la production totale russe d'électricité ; elle a progressé de 77 % depuis 1990.
 Au , la Russie exploite 38 réacteurs nucléaires opérationnels, totalisant de puissance installée, répartis dans 11 centrales nucléaires de production d'électricité, et compte 3 réacteurs nucléaires en construction totalisant , ce qui la place au en nombre de réacteurs en service, au en puissance installée, et au en nombre de réacteurs en construction, derrière la Chine (11 réacteurs en construction) et l'Inde (7 réacteurs), ex-æquo avec la Corée du sud et les Émirats arabes unis (4 réacteurs chacun), mais au en capacité de production derrière la Chine, les Émirats arabes unis, la Corée du sud et l'Inde.
 Avec une production brute d’électricité d’origine nucléaire s'élevant à en 2019, soit 19,7 % de la production d'électricité de la Russie, le pays se situe au des pays producteurs d'énergie électrique d'origine nucléaire, loin derrière les États-Unis (), la France () et la Chine ().
 En 2019, la Russie était le mondial avec 7,5 % de la production mondiale d'énergie nucléaire, derrière les États-Unis (30,2 %), la France (14,3 %) et la Chine (12,5 %). La capacité totale installée des réacteurs nucléaires était de , au mondial avec 7,4 % de la capacité mondiale
 Le constructeur russe de centrales nucléaires Rosatom annonce en avoir gagné les contrats de construction pour 36 réacteurs à l'étranger. Seize sont déjà en chantier : deux en Biélorussie, trois en Inde, deux en Chine, un en Finlande, deux en Hongrie, quatre en Turquie et deux au Bangladesh. Tous sont selon lui des réacteurs de troisième génération (VVER 1200 ou 1000). En , il reste 33 réacteurs en commande, dont 12 en chantier ; le principal modèle proposé est le réacteur de troisième génération VVER 1200.
 Depuis 2001 tous les réacteurs civils russes étaient exploités par Energoatom. Le le Parlement Russe a adopté une législation qui crée Atomenergoprom, compagnie holding regroupant toute l'industrie nucléaire civile russe, y compris Energoatom, le producteur et fournisseur de combustible nucléaire TVEL, le négociant d'uranium Techsnabexport (Tenex) et le constructeur d'installations nucléaires Atomstroyexport.
 En , la Russie compte 38 réacteurs nucléaires électrogènes en service, répartis dans 11 centrales ; 23 appartiennent à la filière des réacteurs à eau pressurisée, 13 à celle des réacteurs refroidis à l'eau légère et modérés au graphite (LWGR), et 2 sont des réacteurs à neutrons rapides (FBR) :
 autres informations :
 Centrale nucléaire de Balakovo : la construction d'un cinquième réacteur a été arrêtée en 2008.
 Centrale nucléaire de Beloïarsk : ce site comprenait antérieurement 2 réacteurs au graphite de type RBMK datant de 1964 et 1967, qui ont été arrêtés en 1983 et 1989. La construction d'un nouveau RNR plus puissant ( nets, dit BN-800) a été lancée en 1987, mais les travaux furent suspendus en 1988, puis relancés en 2010, pour une mise en service en 2015.
 Centrale nucléaire de Bilibino : la centrale nucléaire la plus septentrionale du monde, au nord du cercle polaire arctique, avec 4 petits réacteurs mixtes qui produisent à la fois de l'énergie thermique et électrique. Cette centrale devait être remplacée en 2019 par la centrale nucléaire flottante Akademik Lomonosov (deux réacteurs PWR de chacun), qui a été construite dans les chantiers navals de Saint-Pétersbourg qu'elle a quitté au début de à destination de Mourmansk, où le combustible nucléaire a été chargé dans ses réacteurs ; après des tests, elle a été remorquée jusqu'à Pevek, où la centrale flottante a été connectée au réseau électrique local en 2020, pour remplacer les quatre petits réacteurs ( au total) de la centrale nucléaire de Bilibino et une unité au charbon. En , 3 des anciens réacteurs restent en service.
 Centrale nucléaire de Koursk : la construction d'un a démarré en 1985, puis celle d'un 6ème, mais il ne sont pas encore livrés en 2020.
 Centrale nucléaire de Novovoronej : en Russie centrale. Sa construction a démarré en 1957 ; c'est la plus vieille centrale nucléaire de Russie. Elle comprend 5 réacteurs de type VVER mis en service entre 1964 et 1980, dont les 3 plus anciens ont été arrêtés en 1988, 1990 et 2016, plus deux réacteurs VVER de génération, Novovoronej 2-1 et 2-2, de chacun. AREVA NP a fourni à Rosatom son système de contrôle-commande de sûreté (I&C) en vue de son installation au sein de l'unité 1 de la centrale nucléaire russe de Novovoronezh-2*, connectée au réseau en .
 Centrale nucléaire de Rostov : au bord du réservoir de Tsimliansk à à l'est de Rostov-sur-le-Don, sur le Don.
 En , 4 réacteurs (puissance nette totale : ) étaient en construction :
 Baltiisk-1 (), PWR, près de Sovetsk (ex-Tilsit), Oblast de Kaliningrad, mise en service prévue en 2018, reportée à 2020
 Koursk 2-1 et 2-2 (2x), PWR, Centrale nucléaire de Koursk
 Leningrad 2-2 (), PWR, Centrale nucléaire de Leningrad
 Énergies renouvelables
 Les énergies renouvelables sont très peu développées en Russie, en dehors de l'hydroélectricité, bien que la Russie ait d'abondantes ressources potentielles en énergie renouvelable. En le Premier Ministre russe a signé une directive exécutive pour accroître l'usage des énergies renouvelables afin d'améliorer l'efficacité du secteur électrique. Les objectifs de part des énergies renouvelables dans la production d'électricité sont de 1,5 % en 2010, 2,5 % en 2015 et 4,5 % en 2020.
 Hydroélectricité
 Énergie géothermique
 L'énergie géothermique, utilisée pour le chauffage et la production d'électricité dans quelques régions du Caucase du Nord et de l'Extrême-Orient, est la source d'énergie renouvelable la plus développée (après l'hydroélectricité) en Russie. Des ressources géothermiques ont été identifiées dans le Caucase du Nord, la Sibérie Occidentale, près du Lac Baïkal, au Kamtchatka et dans les Îles Kouriles ; dans ces 2 dernières régions, l'eau thermale atteint et le potentiel de production électrique est évalué à , plus de chaleur pour le chauffage urbain. En 1966 une centrale de à forage unique a été mise en service à Pauzhetka, au sud du Kamtchatka (fin 2008 : grâce à 4 centrales supplémentaires) suivie d'une centrale géothermique de à Verkhne Mutnovsky, et de la centrale géothermique de de Mutnovsky. À la fin 2008 la capacité installée pour la production d'électricité atteignait (production annuelle : ), et la capacité pour utilisation directe dépassait (production annuelle : ) ; l'utilisation directe (chauffage urbain, chauffage de serres, process industriels, élevage de bétail et de poissons, séchage de récoltes, piscines) est surtout développée dans les régions Kamtchatka-Kouriles, au Dagestan et au Krasnodar Krai ; des projets existent aussi à Kaliningrad.
 Énergie solaire
 Le potentiel brut de la Russie pour l'énergie solaire a été estimé à 2300 milliards Tec (tonnes équivalent charbon), le potentiel technique à 2,3 milliards Tec et le potentiel économiquement exploitable à 12,5 millions de Tec. Les régions dont le potentiel de radiation solaire est le meilleur sont le Nord Caucase, les rives de la Mer Noire et de la Mer Caspienne, le sud de la Sibérie et de l'Extrême-Orient. Ce potentiel est largement inutilisé, alors que les possibilités pour des applications d'énergie solaire hors réseau ou hybrides dans les zones reculées sont énormes : 10 millions de citoyens russes n'ont pas accès au réseau électrique. Cependant, la construction d'une unique centrale solaire : Kislovodskaya SPP () a été différée.
 Anatoli Tchoubaïs, président du groupe Rusnano, annonce que son groupe, avec des partenaires privés, a construit la première usine russe de panneaux solaires, qui a commencé sa production au printemps 2015. D'ici à 2020, la Russie devrait avoir au moins de capacités installées en énergie solaire.
 Énergie éolienne
 La Russie a des ressources éoliennes de haute qualité sur les côtes Pacifique et Arctique et dans les vastes zones de steppes et de montagnes. Des systèmes éoliens à grande échelle sont appropriés en Sibérie et en Extrême-Orient (est de l'île de Sakhaline, sud du Kamtchatka, péninsule de Tchoukotka, Vladivostok), dans les steppes au long de la Volga, celles du Caucase du Nord et ses montagnes et sur la péninsule de Kola, où l'infrastructure électrique et de gros consommateurs industriels sont présents. À la fin 2008, la capacité éolienne installée totale était de et la production annuelle de . Des centrales éoliennes fonctionnent à Kalmytskaya (), Zapolyarnaya (), Kulikovskaya (), Tyupkildi () et Observation Cape (). Des études de faisabilité sont en cours pour les fermes éoliennes Kaliningradskaya () et Leningradskaya (). Des projets éoliens de existent en Kalmoukie et dans le Kraï de Krasnodar.
 Énergie marémotrice
 Des études pour le développement de l'énergie marémotrice ont été menées en Russie dès les années 1930. Elles ont abouti à la construction d'une petite centrale marémotrice pilote avec une capacité de dans la baie de Kislaya près de Mourmansk en 1968. En 2007, Gidro OGK, une filiale de l'opérateur électrique russe Unified Energy Systems (UES) a initié l'installation d'une turbine orthogonale expérimentale de dans la baie de Kislaya. S'il s'avère un succès, UES projette de lancer un programme de marémotrices géantes avec les projets de la baie de Mezen (, production : /an) et de la baie de Tougour (, production : /an). Gidro OGK estime, à fin 2008, le potentiel de l'énergie marémotrice russe à /an et projette d'installer d'ici 2015 une capacité de produisant , et pour 2020 une capacité de produisant . Le projet de centrale marémotrice de la baie de Penjine atteint .
 Échanges internationaux
 En 2019, la Russie a importé et exporté d'électricité.
 Elle exporte de l'électricité vers la Finlande ( en 2018), la Lettonie (), la Chine et les pays de la Communauté des États indépendants.
 Consommation finale d'électricité
 La consommation d'électricité par habitant était en 2019 de , soit 2,13 fois la moyenne mondiale (), 36 % au-dessus de celle de la Chine () mais 1,3 % au-dessous de celle de la France () et 45 % au-dessous de celle des États-Unis ().
 La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :
 Réseaux de chaleur
 Production de chaleur
 La Russie est le deuxième producteur mondial (derrière la Chine) de chaleur pour l'alimentation de réseaux de chauffage urbain : en 2019 ; elle représentait 34,4 % de la production mondiale en 2019 (Chine : 35,5 %).
 La forte baisse de la production de 31 % au cours des années 1990 s'explique par des investissements massifs dans l'amélioration de l'efficacité des réseaux de chaleur, dont le taux de fuites était très élevé à l'époque soviétique. La part des énergies renouvelables est très faible ; cependant, il est possible qu'une partie des "autres sources" soient des sources renouvelables (par exemple : récupération de calories par pompes à chaleur).
 Consommation finale de chaleur
 La répartition par secteur de la consommation finale de chaleur a évolué comme suit :
 Impact environnemental
 Émissions de gaz à effet de serre
 La Russie occupe le quatrième rang mondial pour les émissions de liées à l'énergie, avec d'émissions en 2019, soit 4,9 % du total mondial (), derrière la Chine : , les États-Unis : et l'Inde : .
 Ses émissions par habitant étaient en 2019 de , soit 2,59 fois la moyenne mondiale : /hab, ou 2,61 fois celles de la France : et 61 % au-dessus de celles de la Chine : , mais inférieures de 21 % à celles des États-Unis : .
 Les émissions de liées à l'énergie en Russie ont reculé de 26,6 % en 28 ans, plus que celles de l'Union européenne : -21,7 %. Cependant, après une très forte chute jusqu'en 1998 (, soit -35 % en 8 ans grâce à des améliorations substantielles de l'efficacité énergétique, en particulier dans l'industrie), elles ont remonté de 12,8 % en 20 ans entre 1998 et 2018.
 L'Agence internationale de l’énergie fournit la répartition de l'ensemble des émissions par secteur de consommation (après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation) :
 En terme d'émissions cumulées de 1850 à 2007, la Russie était le troisième émetteur mondial :
 États-Unis : (28,8 %) ;
 Chine : (9,0 %) ;
 Russie : (8,0 %) ;
 Allemagne : (6,9 %) ;
 Royaume-Uni : (5,8 %).
 Objectif de neutralité carbone pour 2060
 Le 13 octobre 2021, le président Poutine déclare : , objectif similaire à celui de la Chine.
 Bibliographie
 Notes et références
 Notes
 Références
 Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2021, septembre 2021, .
 CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, .
 BP Statistical Review of World Energy 2022 - 71st edition , BP, .
 Autres
 Articles connexes
 Économie de la Russie
 Rosatom
 Économie en Russie


type: caselaw

jurisdiction: EU

text:
11.9.2010
 DA
 Den Europæiske Unions Tidende
 C 246/15
 Domstolens dom (Syvende Afdeling) af 15. juli 2010 — Europa-Kommissionen mod Storhertugdømmet Luxembourg
 (Sag C-8/10) (1)
 (Traktatbrud - direktiv 2006/46/EF - selskabers årsregnskaber og konsoliderede regnskaber - manglende fuldstændig gennemførelse inden for den fastsatte frist)
 2010/C 246/25
 Processprog: fransk
 Parter
 Sagsøger: Europa-Kommissionen (ved G. Braun og L. de Schietere de Lophem, som befuldmægtigede)
 Sagsøgt: Storhertugdømmet Luxembourg (ved C. Schiltz, som befuldmægtiget)
 Sagens genstand
 Traktatbrud — manglende vedtagelse eller meddelelse inden for den fastsatte frist af alle de nødvendige bestemmelser for at efterkomme Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2006/46/EF af 14. juni 2006 om ændring af Rådets direktiv 78/660/EØF om årsregnskaberne for visse selskabsformer, 83/349/EØF om konsoliderede regnskaber, 86/635/EØF om bankers og andre penge- og finansieringsinstitutters årsregnskaber og konsoliderede regnskaber og 91/674/EØF om forsikringsselskabers årsregnskaber og konsoliderede regnskaber (EUT L 224, s. 1)
 Konklusion
 1)
 Storhertugdømmet Luxembourg har tilsidesat sine forpligtelser i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2006/46/EF af 14. juni 2006 om ændring af Rådets direktiv 78/660/EØF om årsregnskaberne for visse selskabsformer, 83/349/EØF om konsoliderede regnskaber, 86/635/EØF om bankers og andre penge- og finansieringsinstitutters årsregnskaber og konsoliderede regnskaber og 91/674/EØF om forsikringsselskabers årsregnskaber og konsoliderede regnskaber, idet det ikke inden for den fastsatte frist har vedtaget de love og administrative bestemmelser, der er nødvendige for at efterkomme direktivet.
 2)
 Storhertugdømmet Luxembourg betaler sagens omkostninger.
 (1) EUT C 80 af 27.3.2010.


type: legislation

text:
 17.10.2013
 PL
 Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej
 L 276/1
 ROZPORZĄDZENIE WYKONAWCZE KOMISJI (UE) NR 994/2013
 z dnia 16 października 2013 r.
 zmieniające rozporządzenia (WE) nr 952/2006, (WE) nr 967/2006, (WE) nr 555/2008 i (WE) nr 1249/2008 w odniesieniu do zobowiązań dotyczących wymiany informacji i zobowiązań sprawozdawczych w ramach wspólnej organizacji rynków rolnych
 KOMISJA EUROPEJSKA,
 uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
 uwzględniając rozporządzenie Rady (WE) nr 1234/2007 z dnia 22 października 2007 r. ustanawiające wspólną organizację rynków rolnych oraz przepisy szczegółowe dotyczące niektórych produktów rolnych („rozporządzenie o jednolitej wspólnej organizacji rynku”) (1), w szczególności jego art. 192 ust. 2 w związku z art. 4,
 a także mając na uwadze, co następuje:
 (1)
 W rozporządzeniu Komisji (WE) nr 792/2009 (2) określono wspólne zasady przekazywania Komisji przez państwa członkowskie informacji i dokumentów. Zasady te w szczególności obejmują obowiązek korzystania przez państwa członkowskie z systemów informatycznych udostępnianych przez Komisję oraz zatwierdzanie praw dostępu organów lub osób upoważnionych do przekazywania informacji. W rozporządzeniu (WE) nr 792/2009 określono również wspólne zasady dotyczące systemów informatycznych, dzięki którym systemy te zapewniają autentyczność, integralność i trwałą czytelność przesyłanych dokumentów oraz ochronę danych osobowych. Obowiązek stosowania tych systemów musi być przewidziany w każdym rozporządzeniu ustanawiającym szczegółowe zobowiązanie sprawozdawcze.
 (2)
 Komisja opracowała system informatyczny umożliwiający elektroniczne administrowanie dokumentami i procedurami w ramach swoich wewnętrznych procedur pracy oraz w relacjach z organami zaangażowanymi we wspólną politykę rolną.
 (3)
 Za pośrednictwem tego systemu można wypełnić kilka zobowiązań w zakresie przekazywania informacji oraz zobowiązań sprawozdawczych, a w szczególności zobowiązania przewidziane w rozporządzeniach Komisji (WE) nr 952/2006 (3), (WE) nr 967/2006 (4), (WE) nr 555/2008 (5) i (WE) nr 1249/2008 (6).
 (4)
 Z myślą o skutecznej administracji oraz w świetle dotychczasowych doświadczeń, należy uprościć procedurę przekazywania niektórych informacji i powiadomień, sprecyzować ją albo zlikwidować.
 (5)
 W rozporządzeniu (WE) nr 555/2008 art. 100 ust. 2 przewidziano uproszczony sposób przekazywania informacji, gdy dotyczą one jedynie wartości zerowych. Ponieważ system informatyczny obejmuje uproszczoną procedurę przesyłania tych informacji, procedura przesyłania informacji z tego artykułu nie jest już potrzebna.
 (6)
 W rozporządzeniu (WE) nr 1249/2008 należy określić dodatkową informację dotyczącą uboju bydła w celu wyliczenia współczynnika ważenia, o którym mowa w art. 18 tego rozporządzenia.
 (7)
 Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenia (WE) nr 952/2006, (WE) nr 967/2006, (WE) nr 555/2008 oraz (WE) nr 1249/2008.
 (8)
 Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią Komitetu Zarządzającego ds. Wspólnej Organizacji Rynków Rolnych,
 PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:
 Artykuł 1
 Artykuł 58 rozporządzenia (WE) nr 952/2006 otrzymuje brzmienie:
 „Artykuł 58
 Przekazywanie informacji i powiadomień
 Informacje i powiadomienia, o których mowa w art. 5 ust. 3 i art. 12, 21 i 22, przekazywane są zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 792/2009 (7).
 Artykuł 2
 W art. 21 rozporządzenia (WE) nr 967/2006 dodaje się ust. 5 w brzmieniu:
 „5. Informacje, o których mowa w art. 4 ust. 3, art. 10 i 17 oraz w niniejszym artykule, przekazywane są zgodnie z rozporządzeniem Komisji (WE) nr 792/2009 (8).
 Artykuł 3
 W art. 100 rozporządzenia (WE) nr 555/2008 wprowadza się następujące zmiany:
 1)
 tytuł „Przekazywanie informacji” otrzymuje brzmienie „Przekazywanie informacji i powiadomień”;
 2)
 ustęp 1 otrzymuje brzmienie:
 „1. Informacje i powiadomienia skierowane do Komisji, o których mowa w niniejszym rozporządzeniu, przekazywane są zgodnie z rozporządzeniem Komisji (WE) nr 792/2009 (9).
 3)
 skreśla się ust. 2.
 Artykuł 4
 W rozporządzeniu (WE) nr 1249/2008 wprowadza się następujące zmiany:
 1)
 w art. 19 dodaje się lit. d) w brzmieniu:
 „d)
 całkowita liczba sztuk bydła dorosłego poddanego ubojowi w poprzednim roku kalendarzowym w podziale według każdej kategorii, klasy uformowania i klasy okrywy tłuszczowej.”;
 2)
 dodaje się art. 39a w brzmieniu:
 „Artykuł 39a
 Przekazywanie informacji i powiadomień
 Informacje i powiadomienia skierowane do Komisji, o których mowa w niniejszym rozporządzeniu, z wyjątkiem informacji i powiadomień, o których mowa w art. 36, są przekazywane zgodnie z rozporządzeniem Komisji (WE) nr 792/2009 (10).
 Artykuł 5
 Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie trzeciego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.
 Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 stycznia 2014 r.
 Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.
 Sporządzono w Brukseli dnia 16 października 2013 r.
 W imieniu Komisji
 José Manuel BARROSO
 Przewodniczący
 (1) Dz.U. L 299 z 16.11.2007, s. 1.
 (2) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 792/2009 z dnia 31 sierpnia 2009 r. ustanawiające szczegółowe zasady, zgodnie z którymi państwa członkowskie przekazują Komisji informacje i dokumenty dotyczące wdrożenia wspólnej organizacji rynków, systemu płatności bezpośrednich, promocji produktów rolnych oraz systemów stosowanych w odniesieniu do regionów najbardziej oddalonych i mniejszych wysp Morza Egejskiego (Dz.U. L 228 z 1.9.2009, s. 3).
 (3) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 952/2006 z dnia 29 czerwca 2006 r. ustanawiające szczegółowe zasady stosowania rozporządzenia Rady (WE) nr 318/2006 w odniesieniu do zarządzania rynkiem wewnętrznym cukru oraz systemu kwot (Dz.U. L 178 z 1.7.2006, s. 39).
 (4) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 967/2006 z dnia 29 czerwca 2006 r. ustanawiające szczegółowe zasady stosowania rozporządzenia Rady (WE) nr 318/2006 w odniesieniu do pozakwotowej produkcji cukru (Dz.U. L 176 z 30.6.2006, s. 22).
 (5) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 555/2008 z dnia 27 czerwca 2008 r. ustanawiające szczegółowe przepisy wykonawcze do rozporządzenia Rady (WE) nr 479/2008 w sprawie wspólnej organizacji rynku wina w odniesieniu do programów wsparcia, handlu z krajami trzecimi, potencjału produkcyjnego oraz kontroli w sektorze wina (Dz.U. L 170 z 30.6.2008, s. 1).
 (6) Rozporządzenie Komisji (WE) nr 1249/2008 z dnia 10 grudnia 2008 r. ustanawiające szczegółowe zasady wdrożenia wspólnotowych skal klasyfikacji tusz wołowych, wieprzowych i baranich oraz raportowania ich cen (Dz.U. L 337 z 16.12.2008, s. 3).
 (7) Dz.U. L 228 z 1.9.2009, s. 3.”.
 (8) Dz.U. L 228 z 1.9.2009, s. 3.”.
 (9) Dz.U. L 228 z 1.9.2009, s. 3.”;
 (10) Dz.U. L 228 z 1.9.2009, s. 3.”.


text:
 17.7.2018
 NL
 Publicatieblad van de Europese Unie
 L 180/16
 UITVOERINGSVERORDENING (EU) 2018/1003 VAN DE COMMISSIE
 van 16 juli 2018
 tot wijziging van Uitvoeringsverordening (EU) 2017/1152 om de correlatieprocedure te verduidelijken en te vereenvoudigen en haar aan te passen aan wijzigingen in Verordening (EU) 2017/1151
 (Voor de EER relevante tekst)
 DE EUROPESE COMMISSIE,
 Gezien het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie,
 Gezien Verordening (EU) nr. 510/2011 van het Europees Parlement en de Raad van 11 mei 2011 tot vaststelling van emissienormen voor nieuwe lichte bedrijfsvoertuigen in het kader van de geïntegreerde benadering van de Unie om de CO2-emissies van lichte voertuigen te beperken (1), en met name artikel 13, lid 6, derde alinea,
 Overwegende hetgeen volgt:
 (1)
 Uit de ervaring die is opgedaan met de toepassing van de Verordening (EU) 2017/1151 van de Commissie (2) en Uitvoeringsverordening (EU) 2017/1152 van de Commissie (3), is gebleken dat bepaalde elementen van laatstgenoemde verordening moeten worden gewijzigd.
 (2)
 De bestaande methode voor het bepalen van de eindpunten van de interpolatielijn die gebruikt wordt voor de berekening van de NEDC-CO2-emissiewaarde van een individueel voertuig, moet worden aangevuld. Die eindpunten, die worden gerepresenteerd door een testvoertuig met de hoogste CO2-emissiewaarden en een testvoertuig met de laagste waarden, moeten zodanig worden gedefinieerd dat het verschil tussen de twee testvoertuigen „hoog” en „laag” ten minste 5 g CO2/km bedraagt.
 (3)
 Om te voorkomen dat de CO2-emissiewaarden van individuele voertuigen worden bepaald op basis van interpolatielijnen waarbij het minimale verschil niet wordt gerespecteerd, is het passend dat deze wijziging onverwijld in werking treedt.
 (4)
 De berekening van de NEDC-CO2-emissiewaarde van een individueel voertuig dat tot een wegbelastingmatrixfamilie behoort, ingeval gebruik wordt gemaakt van een dergelijke familie met het oog op typegoedkeuring krachtens Verordening (EU) 2017/1151, moet worden vereenvoudigd door te bepalen dat de voor die berekening te gebruiken wegbelastingcoëfficiënten worden afgeleid van de krachtens Verordening (EU) 2017/1151 bepaalde wegbelastingcoëfficiënten van het individuele voertuig.
 (5)
 Voor incomplete N1-voertuigen moet rekening worden gehouden met de wijziging van bijlage XII bij Verordening (EU) 2017/1151 met het oog op de bepaling van de wegbelastingcoëfficiënten die als input voor de correlatietool moeten worden gebruikt.
 (6)
 Om te zorgen voor een robuuste correlatie-output, is het passend het aantal cilinders toe te voegen als inputgegeven voor de correlatietool.
 (7)
 Deze gelegenheid moet ook worden aangegrepen om enkele redactionele fouten in de tekst recht te zetten.
 (8)
 De in deze verordening vervatte maatregelen zijn in overeenstemming met het advies van het Comité klimaatverandering,
 HEEFT DE VOLGENDE VERORDENING VASTGESTELD:
 Artikel 1
 Bijlage I bij Uitvoeringsverordening (EU) 2017/1152 wordt gewijzigd overeenkomstig de bijlage bij deze verordening.
 Artikel 2
 Deze verordening treedt in werking op de zevende dag na die van de bekendmaking ervan in het Publicatieblad van de Europese Unie.
 Deze verordening is verbindend in al haar onderdelen en is rechtstreeks toepasselijk in elke lidstaat.
 Gedaan te Brussel, 16 juli 2018.
 Voor de Commissie
 De voorzitter
 Jean-Claude JUNCKER
 (1) PB L 145 van 31.5.2011, blz. 1.
 (2) Verordening (EU) 2017/1151 van de Commissie van 1 juni 2017 tot aanvulling van Verordening (EG) nr. 715/2007 van de het Europees Parlement en de Raad betreffende de typegoedkeuring van motorvoertuigen met betrekking tot emissies van lichte personen- en bedrijfsvoertuigen (Euro 5 en Euro 6) en de toegang tot reparatie- en onderhoudsinformatie, tot wijziging van Richtlijn 2007/46/EG van het Europees Parlement en de Raad, Verordening (EG) nr. 692/2008 van de Commissie en Verordening (EU) nr. 1230/2012 van de Commissie en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 692/2008 en tot intrekking van Verordening (EG) nr. 692/2008 van de Commissie (PB L 175 van 7.7.2017, blz. 1).
 (3) Uitvoeringsverordening (EU) 2017/1152 van de Commissie van 2 juni 2017 tot vaststelling van een methode voor het bepalen van de correlatieparameters die nodig zijn om de veranderingen in de regelgevende testprocedure inzake lichte bedrijfsvoertuigen weer te geven, en tot wijziging van Uitvoeringsverordening (EU) nr. 293/2012 (PB L 175 van 7.7.2017, blz. 644).
 BIJLAGE
 Bijlage I wordt als volgt gewijzigd:
 1)
 Punt 2.3.8.1 wordt vervangen door:
 „2.3.8.1. Indien de WLTP-wegbelastingen worden bepaald volgens bijlage XXI, subbijlage 4, punten 1 tot en met 4 en punt 6, bij Verordening (EU) 2017/1151
 De NEDC-wegbelastingcoëfficiënten voor complete voertuigen van categorie N1 moeten worden berekend volgens de formules in punt 2.3.8.1.1 (voor voertuig H) en in punt 2.3.8.1.2 (voor voertuig L) en overeenkomstig de volgende punten a) en b).
 Tenzij anders aangegeven, zijn de formules zowel van toepassing bij simulaties als bij fysieke voertuigtests.
 De typegoedkeuringsinstantie of, in voorkomend geval, de technische dienst controleert of de in bijlage XXI, subbijlage 7, punt 3.2.3.2.2.3, bij Verordening (EU) 2017/1151 bedoelde windtunnelfaciliteit gekwalificeerd is om de Δ (Cd × Af)-waarden nauwkeurig te bepalen. Indien de windtunnelfaciliteit niet gekwalificeerd is, is de hoogste waarde voor de aerodynamische weerstand van toepassing op alle voertuigen in de familie.
 a)
 De in de formules bedoelde waarden voor de WLTP-wegbelastingcoëfficiënten en -testmassa's zijn de waarden voor de voertuigen H en L, zoals gedefinieerd voor de interpolatiefamilie krachtens Verordening (EU) 2017/1151;
 b)
 onverminderd punt a) worden de NEDC-wegbelastingcoëfficiënten, wanneer de overeenkomstig bijlage XXI, subbijlage 7, punt 5, bij Verordening (EU) 2017/1151 bepaalde cyclusenergievraag voor WLTP-voertuig H en/of L niet resulteert in de hoogste, respectievelijk de laagste cyclusenergievraag voor NEDC-voertuig H en/of L, op een van de volgende wijzen bepaald:
 i)
 op basis van het individuele voertuig in de interpolatiefamilie met de hoogste, respectievelijk de laagste energievraag tijdens de NEDC-cyclus;
 ii)
 op basis van de combinatie van de hoogste, respectievelijk de laagste van elk van de voor de wegbelasting relevante kenmerken, d.w.z. aerodynamische weerstand, rolweerstand en massa, afkomstig van een individueel voertuig in de interpolatiefamilie.
 De fabrikant bepaalt of de procedure van punt i) of punt ii) wordt toegepast.
 Punt b) is van toepassing op nieuwe emissietypegoedkeuringen die worden verleend vanaf 1 januari 2019, of op verzoek van de fabrikant vanaf een eerdere datum.”.
 2)
 In punt 2.3.8.1.1 wordt de volgende eerste alinea ingevoegd:
 „Wanneer deze berekeningsprocedure overeenkomstig punt 4.2.1.4.2 voor een individueel voertuig wordt gebruikt, worden de met het individuele voertuig van de NEDC overeenkomende WLTP-wegbelastingen en -testmassa's gebruikt waarbij het effect van de optionele uitrusting is verwijderd.”.
 3)
 Punt 2.3.8.1.1, c), laatste alinea, wordt vervangen door:
 „waarbij de factor F*2w,H de wegbelastingcoëfficiënt F2 is, bepaald voor de WLTP-test van voertuig H, waarvan het effect van alle optionele uitrusting is verwijderd.”.
 4)
 Punt 2.3.8.1.2, c), laatste alinea, wordt vervangen door:
 „waarbij de factor F*2w,L de wegbelastingcoëfficiënt F2 is, bepaald voor de WLTP-test van voertuig L, waarvan het effect van alle optionele uitrusting is verwijderd.”.
 5)
 Punt 2.3.8.2.1, b), wordt vervangen door:
 „b) indien de getabelleerde NEDC-waarden niet worden gebruikt: NEDC-wegbelastingcoëfficiënten.
 Bij voertuigen die zijn ontworpen voor een technisch toelaatbare maximummassa in beladen toestand van 3 000 kg of meer, mogen de NEDC-wegbelastingcoëfficiënten op verzoek van de fabrikant overeenkomstig punt 2.3.8.1 worden bepaald.”.
 6)
 Punt 2.3.8.2.2 wordt vervangen door:
 „2.3.8.2.2. Bepaling van de wegbelasting voor incomplete voertuigen van categorie N1 overeenkomstig punt 2.2 van bijlage XII bij Verordening (EU) 2017/1151
 In het geval van een incompleet voertuig van categorie N1 waarbij de wegbelasting van het representatieve voertuig is bepaald volgens bijlage XII, punt 2.2, en bijlage XXI, subbijlage 4, punt 5.1, bij Verordening (EU) 2017/1151, wordt de als input voor de correlatietoolsimulaties te gebruiken NEDC-wegbelasting als volgt bepaald:
 waarbij:
 F
 0
 n,R
 , F
 1
 n,R
 , F
 2
 n,R
 =
 de NEDC-wegbelastingcoëfficiënten voor het representatieve voertuig;
 T
 0
 n,R
 , T
 2
 n,R
 =
 de NEDC-rollenbankcoëfficiënten voor het representatieve voertuig, bepaald overeenkomstig tabel 3 van bijlage 4a bij VN/ECE-Reglement nr. 83;
 AW,L/H, BW,L/H, CW,L/H
 =
 de rollenbankcoëfficiënten voor het voertuig die worden gebruikt voor de voorbereiding van de rollenbank volgens bijlage XXI, subbijlage 4, punten 7 en 8, bij Verordening (EU) 2017/1151.
 Bij fysieke voertuigtests wordt de test verricht met de NEDC-rollenbankcoëfficiënten voor voertuig R, bepaald overeenkomstig tabel 3 van bijlage 4a bij VN/ECE-Reglement nr. 83.”.
 7)
 Het volgende punt 2.3.8.3 bis wordt toegevoegd:
 „2.3.8.3 bis. Uitbreiding van krachtens Verordening (EU) 2017/1151 verleende emissiegoedkeuringen
 Wanneer een emissiegoedkeuring krachtens Verordening (EU) 2017/1151 wordt uitgebreid door nieuwe voertuigen aan de CO2-interpolatiefamilie toe te voegen waarvan de NEDC-CO2-emissies hoger zijn dan die van voertuig H of lager zijn dan die van voertuig L, is het volgende van toepassing op de correlatie:
 a)
 als het verschil tussen de NEDC-voertuigen H en L van de interpolatiefamilie 5 g CO2/km of meer bedraagt, kan de voor die familie bepaalde NEDC-interpolatielijn worden verlengd, mits de krachtens punt 3 op basis van de inputgegevens van de in punt 3.1.1 van bijlage I bij Verordening (EU) 2017/1151 bedoelde WLTP-voertuigtest bepaalde NEDC-CO2-emissies gelijk zijn aan of lager zijn dan de op basis van de NEDC-interpolatielijn bepaalde CO2-emissies;
 b)
 als het verschil tussen de NEDC-voertuigen H en L minder dan 5 g CO2/km bedraagt, mag de interpolatielijn niet worden verlengd.
 In geval a) worden de referentie-CO2-emissies bepaald zonder de in de punten 3.1.1.2 en 3.2.6 bedoelde selectie.
 In geval b), of indien de in punt a) bedoelde referentie-CO2-emissies hoger zijn dan de interpolatielijn, worden de NEDC-voertuigen H en L overeenkomstig de punten 2 en 3 van deze bijlage bepaald.
 Punt a) is van toepassing op nieuwe uitbreidingen tot nieuwe typen die worden verleend vanaf 1 januari 2019, of op verzoek van de fabrikant vanaf een eerdere datum.”.
 8)
 In punt 2.4 wordt tabel 1 als volgt gewijzigd:
 a)
 bij nummer 66 wordt de tekst van de eerste kolom vervangen door:
 „Identificatienummer van de interpolatiefamilie”;
 b)
 de volgende vermelding met nummer 68 wordt toegevoegd:
 „68
 Aantal cilinders
 —
 Verklaring fabrikant
 Aantal (uiterlijk vanaf 1 januari 2019 te verstrekken)”
 9)
 In punt 3.1.1.1, c), wordt punt i) vervangen door:
 „i)
 het identificatienummer van de interpolatiefamilie”.
 10)
 In punt 3.1.4 wordt de eerste alinea vervangen door:
 „Bij incomplete voertuigen van categorie N1 wordt de NEDC-test van het representatieve voertuig (voertuig RMSV) gesimuleerd aan de hand van de correlatietool en de in punt 2.4 bedoelde desbetreffende inputgegevens zoals in de matrix geregistreerd, met betrekking tot voertuig H of L waarvan de cyclusenergievraag zo dicht mogelijk ligt bij de overeenkomstig punt 4.2.1.5 bepaalde cyclusenergievraag voor het representatieve voertuig.”.
 11)
 In punt 3.3.1 wordt de definitie in de laatste alinea vervangen door:
 „CO2,AF,H
 =
 de aanpassingsfactor voor voertuig H, berekend aan de hand van de verhouding tussen de volgens punt 3.2 bepaalde NEDC-CO2-waarde en de in punt 3.1.2 bedoelde door de correlatietool gesimuleerde NEDC-testresultaten of, in voorkomend geval, het resultaat van de fysieke meting.”.
 12)
 In punt 3.3.2 wordt de definitie in de laatste alinea vervangen door:
 „CO2,AF,L
 =
 de aanpassingsfactor voor voertuig L, berekend aan de hand van de verhouding tussen de volgens punt 3.2 bepaalde NEDC-CO2-waarde en de in punt 3.1.3 bedoelde door de correlatietool gesimuleerde NEDC-testresultaten of, in voorkomend geval, het resultaat van de fysieke meting.”.
 13)
 In punt 3.3.3 wordt de definitie in de laatste alinea vervangen door:
 „CO2,AF,R
 =
 de aanpassingsfactor voor voertuig RMSV, berekend aan de hand van de verhouding tussen de volgens punt 3.2 bepaalde NEDC-CO2-waarde en de in punt 3.1.3 bedoelde door de correlatietool gesimuleerde NEDC-testresultaten of, in voorkomend geval, het resultaat van de fysieke meting.”.
 14)
 Punt 4.2.1.4 wordt vervangen door:
 „4.2.1.4. Berekening van de wegbelasting voor een individueel voertuig in een WLTP-interpolatiefamilie
 4.2.1.4.1. Wegbelastingcoëfficiënten afgeleid van NEDC-voertuigen H en L
 De overeenkomstig punt 2.3.8 bepaalde wegbelastingcoëfficiënten F0,n, F1,n en F2,n voor de voertuigen H en L, worden aangeduid als F0n,H, F1n,H en F2n,H, respectievelijk F0n,L, F1n,L en F2n,L.
 De wegbelastingcoëfficiënten f0n,ind, f1n,ind en f2n,ind voor een individueel voertuig worden berekend volgens de volgende formule:
 Formule 1 a)
 Voor nieuwe emissietypegoedkeuringen die worden verleend vanaf 1 januari 2019, of op verzoek van de fabrikant al voor die datum, worden de wegbelastingcoëfficiënten berekend volgens de volgende formule:
 Formule 1 b)
 of, indien (TMn,H · RRn,H – TMn,L · RRn,L) = 0, dan wel indien, in voorkomend geval, (RMn,H · RRn,H – RMn,L · RRn,L) = 0, is formule 2 van toepassing:
 Formule 2
 f0n,ind = F0n,H – ΔF0n
 f1n,ind = F1n,H
 of, indien Δ[Cd · Af]LH,n = 0, is formule 3 van toepassing:
 Formule 3
 f2n,ind = F2n,H – ΔF2n
 waarbij:
 ΔF0n = F0n,H – F0n,L
 ΔF2n = F2n,H – F2n,L
 4.2.1.4.2. Wegbelastingcoëfficiënten afgeleid van WLTP-wegbelastingcoëfficiënten van individuele voertuigen
 De NEDC-wegbelastingen voor een individueel voertuig worden vanaf 1 januari 2019 voor nieuwe typegoedkeuringen, en vanaf 1 januari 2020 voor alle nieuwe voertuigen die in het verkeer worden gebracht, of op verzoek van de fabrikant al voor die datum, in een van de volgende gevallen afgeleid van de WLTP-wegbelastingcoëfficiënten van dat voertuig:
 a)
 als de CO2-emissiewaarde, de cyclusenergievraag of een van de overeenkomstig punt 4.2.1.4.1 berekende wegbelastingcoëfficiënten f0, f1 of f2 moet worden geëxtrapoleerd van NEDC-voertuig H of L;
 b)
 als de wegbelastingcoëfficiënten voor de NEDC-voertuigen H en L worden afgeleid van verschillende wegbelastingfamilies;
 c)
 als het individuele voertuig tot een andere wegbelastingfamilie behoort dan NEDC-voertuig H en/of L;
 d)
 als het individuele voertuig tot een wegbelastingmatrixfamilie behoort.
 De NEDC-wegbelastingcoëfficiënten worden in de gevallen a) tot en met d) berekend met de formules in punt 2.3.8.1.1, waarbij verwijzingen naar voertuig H worden gelezen als verwijzingen naar het individuele voertuig.
 In geval a) mag alleen CO2-extrapolatie worden toegepast indien het verschil tussen de NEDC-voertuigen H en L 5 g CO2/km of meer bedraagt. De interpolatielijn mag in dat geval met maximaal 3 g CO2/km boven de CO2-emissies van voertuig H of onder die van voertuig L worden geëxtrapoleerd. Als de extrapolatie meer dan 3 g CO2/km bedraagt, of als het verschil tussen de NEDC-voertuigen H en L minder dan 5 g CO2/km bedraagt, bepaalt de fabrikant overeenkomstig de punten 2 en 3 van deze bijlage een nieuwe interpolatielijn voor die familie.”.
 15)
 Punt 4.2.1.6 wordt geschrapt.


type: wikipedia

text:
Fatoumata Diarra (Koulikoro, 15 februari 1949) is een Malinees rechter. Van 2001 tot 2003 was ze als rechter ad litem verbonden aan het Joegoslavië-tribunaal. Sinds 2003 is ze rechter van het Internationale Strafhof en van 2009 tot 2012 een van de twee vicepresidenten van het Hof.
 Levensloop
 Diarra studeerde in het schooljaar vanaf 1970 aan de Universiteit Cheikh Anta Diop in Dakar, van 1971 tot 1974 aan de bestuurskundige hogeschool École nationale d'administration in Bamako en van 1975 tot 1977 aan de École nationale de la magistrature in Parijs, de school in Frankrijk die opleidt tot rechter. Aansluitend werkte ze van 1977 tot 1980 als onderzoeksrechter aan een rechtbank van eerste aanleg in Bamako, tot ze daar van 1980 tot 1981 als officier van justitie en aansluitend tot 1982 als vicepresident werkte.
 Van 1982 tot 1986 was ze onderzoeksrechter van het gerecht van eerste aanleg in Koulikoro. Hierna was ze tot 1991 rechtssecretaris van het parlement en van 1991 tot 1993 algemeen directeur van de auteursrechtautoriteit van Mali. Daarnaast was ze van 1986 tot 1991 hoogleraar grondrecht, burgerlijk recht en strafrecht aan de École centrale pour l'industrie, le commerce et l'administration in Bamako. Aansluitend keerde ze terug naar het rechterlijk vak en was ze vanaf 1994 rechter van een gerecht voor hoger beroep en van 1996 tot 1999 president van de strafkamer van het beroepsgerecht in Bamako. Van 1999 tot 2001 leidde ze het justitiële apparaat in Mali.
 In september 2001 behoorde ze tot de eerste zes rechters ad litem van het Joegoslavië-tribunaal in Den Haag en vanaf februari 2003 was ze tot 2012 rechter van het Internationale Strafhof, eveneens in Den Haag. In de periode van 2009 tot 2012 was ze daarnaast een van de twee vicepresidenten van het Hof. Na afloop van haar termijn in 2012 is ze nog tijdelijk aangebleven om lopende zaken af te handelen.
 Het zwaartepunt van haar werkterrein ligt op het gebied van mensenrechten, vrouwenrechten en kinderrechten. In 2001 werd ze onderscheiden met het Officierskruis in de Nationale Orde van Mali.
 Malinees hoogleraar
 Malinees rechter
 Rechtsgeleerde
 Officier van justitie