OPINIA RZECZNIKA GENERALNEGO

HENRIKA SAUGMANDSGAARDA ØE

przedstawiona w dniu 28 lutego 2019 r. ( 1 )

Sprawa C‑682/17

ExxonMobil Production Deutschland GmbH

przeciwko

Bundesrepublik Deutschland

[wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożony przez Verwaltungsgericht Berlin (sąd administracyjny w Berlinie, Niemcy)]

Odesłanie prejudycjalne – Środowisko – System handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych – Instalacja służąca do przetwarzania gazu ziemnego – Odzyskiwanie siarki – Wytwarzanie energii elektrycznej w urządzeniu pomocniczym – Dyrektywa 2003/87/WE – Artykuł 2 ust. 1 – Zakres stosowania – Załącznik I pkt 6 – Działanie polegające na „spalaniu paliw” – Artykuł 3 lit. t) – Pojęcie „spalania” – Artykuł 3 lit. u) – Pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej” – Artykuł 10a ust. 3 i 4 – System przejściowy zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji – Ograniczenie przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji dla wytwórców energii elektrycznej – Decyzja 2011/278/UE – Artykuł 3 lit. c) – Pojęcie „podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” – Artykuł 3 lit. h) – Pojęcie „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe”

I. Wprowadzenie

1. Wniosek o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym złożony przez Verwaltungsgericht Berlin (sąd administracyjny w Berlinie, Niemcy) dotyczy wykładni art. 3 lit. u), art. 10a oraz załącznika I do dyrektywy 2003/87/WE ( 2 ), która ustanawia system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej (zwany dalej „systemem handlu uprawnieniami”), jak również art. 3 lit. c) i h) decyzji 2011/278/UE ( 3 ) ustanawiającej przejściowe zasady dotyczące zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień.

2. Wniosek ten wpisuje się w ramy sporu pomiędzy ExxonMobil Production Deutschland GmbH (zwaną dalej „ExxonMobil”) a Republiką Federalną Niemiec, reprezentowaną przez Umweltbundesamt (federalny urząd ds. środowiska, Niemcy), w przedmiocie odmowy przyznania instalacji służącej do przetwarzania gazu ziemnego wykorzystywanej przez ExxonMobil części bezpłatnych uprawnień objętych wnioskiem na rok 2013.

3. Zgodnie z wnioskiem Trybunału w niniejszej opinii skupię się na pierwszym i drugim z pytań przedstawionych przez sąd odsyłający. Pytania te dotyczą zakresu pojęcia „wytwórcy energii elektrycznej” w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 i konsekwencji wynikających z zakwalifikowania instalacji jako wytwórcy energii elektrycznej dla przydziału bezpłatnych uprawnień, do którego jest ona uprawniona na podstawie art. 10a tej dyrektywy.

II. Ramy prawne

A. Prawo Unii

1. Dyrektywa 2003/87

4. Zgodnie z definicją zawartą w art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej” oznacza „instalację, która od dnia 1 stycznia 2005 r. włącznie wytwarzała energię elektryczną przeznaczoną do sprzedaży osobom trzecim i w której nie prowadzi się innych działań wymienionych w załączniku I niż »spalanie paliw«”.

5. W brzmieniu obowiązującym w chwili zaistnienia okoliczności faktycznych sprawy ( 4 ) art. 10a tej dyrektywy stanowił: „1. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja przyjmuje w pełni zharmonizowane w całej Wspólnocie przepisy wykonawcze dotyczące [zharmonizowanego] przydziału uprawnień […]”. […] […] Nie dokonuje się żadnych przydziałów bezpłatnych uprawnień w odniesieniu do jakiejkolwiek formy wytwarzania energii elektrycznej, z wyjątkiem przypadków objętych art. 10c oraz energii wytwarzanej z gazów odlotowych. […] 3. Z zastrzeżeniem ust. 4 oraz 8 i niezależnie od przepisów art. 10c nie przydziela się żadnych bezpłatnych uprawnień wytwórcom energii elektrycznej […]. 4. Bezpłatne uprawnienia przydziela się sieciom ciepłowniczym, jak również kogeneracji o wysokiej sprawności, określonej w dyrektywie 2004/8/WE[ ( 5 )], w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego popytu w odniesieniu do wytwarzania energii cieplnej lub chłodu. W każdym roku następującym po roku 2013 całkowity przydział uprawnień dla takich instalacji w odniesieniu do wytwarzania energii cieplnej jest korygowany współczynnikiem liniowym, o którym mowa w art. 9. […]”.

2. Decyzja 2011/278

6. Artykuł 3 decyzji 2011/278 brzmi następująco: „Do celów niniejszej [decyzji] stosuje się następujące definicje: […] c) »podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple« oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które nie są objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i które odnoszą się do wytwarzania, importu [wprowadzania] z innej instalacji lub od innego odbiorcy objętego systemem unijnym, lub do obu tych sytuacji, mierzalnego ciepła, które jest: – zużywane w granicach instalacji do wytworzenia produktów, uzyskania energii mechanicznej innej niż wykorzystywanej do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia w obrębie instalacji, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej, lub – eksportowane [przesyłane] do innej instalacji lub innego podmiotu nieobjętego systemem unijnym, z wyjątkiem eksportu [przesyłu] w celu produkcji energii elektrycznej; […] h) „podinstalacja wytwarzająca emisje procesowe”: […] emisję dwutlenku węgla [CO2], do której dochodzi poza granicami systemowymi wskaźnika emisyjności dla produktów zawartego w załączniku I na skutek każdego działania […]: […] v) zastosowania dodatków lub surowców zawierających węgiel, których pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła; […]”.

B. Prawo niemieckie

7. Paragraf 9 Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (ustawy o handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych) z dnia 21 lipca 2011 r. (BGBl. 2011 I, s. 1475, zwanej dalej „TEHG”) ma następujące brzmienie: „(1) Prowadzący instalacje otrzymują przydział bezpłatnych uprawnień zgodnie z zasadami zawartymi w art. 10a […] dyrektywy [2003/87] […] i w decyzji [2011/278] […]. […] (6) Ostateczna ilość uprawnień przydzielonych instalacji jest równa iloczynowi tymczasowej ilości uprawnień obliczonej na podstawie ust. 1–5 i międzysektorowego współczynnika korygującego ustalonego przez Komisję Europejską zgodnie z art. 15 ust. 3 zharmonizowanych zasad Unii Europejskiej dotyczących przydzielania uprawnień. W ramach przydziału dla energii cieplnej wytworzonej przez wytwórców energii elektrycznej współczynnik liniowy, o którym mowa w art. 10a ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE, zastępuje współczynnik korygujący, o którym mowa w zdaniu pierwszym, przy czym obliczenie opiera się na wstępnej rocznej ilości bezpłatnych uprawnień przydzielonych danemu wytwórcy energii elektrycznej na rok 2013”.

8. Część 2 załącznika 1 do TEHG, zatytułowana „Działania”, w pkt 1 wskazuje pośród instalacji, których emisje są objęte zakresem zastosowania tej ustawy, „[j]ednostki spalające do spalania paliw o łącznej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 20 [megawatów (MW)] w instalacji, o ile nie są one ujęte w poniższych punktach”. W części 2 załącznika 1 do TEHG wymieniono w pkt 2–4 różne rodzaje „[i]nstalacji do wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej, gorącej wody, ciepła przemysłowego lub podgrzanych spalin”, których emisje również są objęte zakresem stosowania tej ustawy.

9. Paragraf 2 Verordnung über die Zuteilung von Treibhausgas‑Emissionsberechtigungen in der Handelsperiode 2013 bis 2020 (rozporządzenia w sprawie przydziału uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w okresie rozliczeniowym 2013–2020) z dnia 26 września 2011 r. (BGBl. 2011 I, s. 1921, zwanego dalej „ZuV 2020”) definiuje w pkt 21 „wytwórcę energii elektrycznej” jako „[i]nstalację, która wytworzyła i sprzedała osobom trzecim energię elektryczną po dniu 31 grudnia 2004 r. i w której prowadzony jest wyłącznie jeden z rodzajów działań, o których mowa w pkt 1–4 części 2 załącznika 1 do [TEHG]”.

10. Paragraf 2 ZuV 2020 definiuje w pkt 29 i 30 pojęcia „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” i „podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” w sposób analogiczny do zapisów art. 3 lit. h) oraz lit. c) decyzji 2011/278. Paragraf 2 pkt 29 lit. b) ppkt (ee) ZuV 2020 odpowiada art. 3 lit. h) ppkt (v) decyzji 2011/278.

III. Postępowanie główne, pytania prejudycjalne oraz postępowanie przed Trybunałem

11. ExxonMobil prowadziła do końca 2013 r. instalację służącą do przetwarzania gazu ziemnego (zwaną dalej „instalacją”) w Steyerberg (Niemcy). Instalacja ta składała się z urządzeń do odsiarczania i dehydratacji gazu ziemnego, urządzeń do odzysku siarki (zwanych „urządzeniami Clausa”), urządzeń do oczyszczania gazów odlotowych oraz urządzeń pomocniczych. Te ostatnie obejmowały kocioł parowy, zespół silników gazowych, urządzenia do awaryjnego spalania na pochodniach i elektrownię kondensacyjną.

12. Elektrownia ta była podłączona do publicznej sieci elektrycznej i były do niej stale odprowadzane niewielkie ilości prądu w celu zapewnienia stałego zaopatrzenia instalacji w energię elektryczna na wypadek awarii urządzeń Clausa, która spowodowałaby utratę pewnej ilości pary. W postanowieniu odsyłającym znajduje się bilans energii elektrycznej zawierający dane dotyczące energii elektrycznej wyprodukowanej, otrzymanej, wysłanej oraz zużytej w instalacji w latach 2005–2010. Bilans ów wskazuje, że w niektórych z tych lat instalacja zużyła więcej energii elektrycznej niż wyprodukowała.

13. W dniu 24 lutego 2014 r. Deutsche Emissionshandelsstelle (niemiecki urząd ds. handlu uprawnieniami do emisji, zwany dalej „DEHSt”) przyznał spółce ExxonMobil, na okres rozliczeniowy 2013–2020, 1179523 bezpłatnych uprawnień. Przydział ten bazował częściowo na zastosowaniu wskaźnika emisyjności opartego na cieple, a częściowo – wskaźnika emisyjności opartego na paliwach. Przy obliczaniu wielkości rzeczonego przydziału uwzględniono istnienie ryzyka ucieczki emisji w rozpatrywanym sektorze. DEHSt odmówił przydzielenia ExxonMobil dodatkowych bezpłatnych uprawnień, o które spółka ta wniosła w zakresie emisji procesowych. W tym samym dniu DEHSt cofnął swoją decyzję o przydziale ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2014 r. z powodu zadeklarowanego zaprzestania przez ExxonMobil działalności. Owo cofnięcie decyzji nie zostało zakwestionowane.

14. ExxonMobil wniosła odwołanie od decyzji o przydziale uprawnień z dnia 24 lutego 2014 r. DEHSt oddalił to odwołanie w dniu 12 lutego 2016 r.

15. Według informacji przedstawionych przez DEHSt w decyzji z dnia 12 lutego 2016 r. wniosek o przydział uprawnień w odniesieniu do emisji procesowych dotyczył emisji CO2 naturalnie zawartego w gazie ziemnym, które mają miejsce w procesie odbywającym się w urządzeniach Clausa (zwanym dalej „procesem Clausa”). Proces Clausa polega na egzotermicznej reakcji chemicznej, za pomocą której siarkowodór (H2S) jest przekształcany w siarkę elementarną. Ciepło wytworzone w trakcie tej reakcji było odbierane przez kotły rekuperacyjne przed wykorzystaniem go w instalacji. Wykorzystanie tego ciepła było przyczyną przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple. Po zakończeniu procesu Clausa CO2 zawarty w gazie ziemnym był emitowany przez komin. Proces ten nie był źródłem dodatkowego CO2.

16. DEHSt uznał, że w przypadku „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” w rozumieniu § 2 pkt 29 lit. b) ppkt (ee) ZuV 2020, który transponuje do prawa niemieckiego art. 3 lit. h) ppkt (v) decyzji 2011/78, nie można przyznać bezpłatnych uprawnień. Zdaniem DEHSt przewidziany w tych przepisach warunek, zgodnie z którym emisje muszą wynikać z używania surowców zawierających węgiel, nie został spełniony. DEHSt uznał, że emisje CO2 zawartego w sposób naturalny w gazie ziemnym nie wynikały z procesu Clausa, ponieważ ów CO2 nie uczestniczył w reakcji chemicznej charakteryzującej proces Clausa ani nie był do niej konieczny. Zdaniem DEHSt jedynie H2S stanowi surowiec wykorzystywany do produkcji siarki, ponieważ CO2 może być traktowany wyłącznie jako „gaz związany” z H2S.

17. W dniu 10 marca 2016 r. ExxonMobil wniosła skargę na decyzję oddalającą jej odwołanie.

18. W swojej skardze spółka ta wyjaśnia przede wszystkim sposób działania instalacji, przypominając, że służyła ona do przetwarzania gazu ziemnego po jego wydobyciu ze złóż. Wydobyty gaz ziemny, zwany w tej postaci gazem kwaśnym, zawiera H2S, parę wodną, metan (CH4) i CO2. W instalacji gaz ten podlegał odsiarczeniu, a po wysuszeniu był wprowadzany do sieci gazowniczej. H2S i CO2 wydzielone z gazu ziemnego podczas procesu odsiarczania były przesyłane do urządzeń Clausa, gdzie H2S był dalej przetwarzany w siarkę wskutek reakcji egzotermicznej przebiegającej w dwóch etapach.

19. Na pierwszym etapie około jednej trzeciej H2S było spalane w piecu, a w wyniku spalania powstawał dwutlenek siarki (SO2). SO2 reagował częściowo już w tym piecu z H2S, dając siarkę elementarną i wodę. W celu utrzymania procesu utleniania i optymalizacji procesu technologicznego za pomocą kotła rekuperacyjnego pobierane było ciepło w postaci pary. Pozostały H2S reagował w drodze katalizy z SO2, generując siarkę elementarną.

20. Na drugim etapie otrzymywano dodatkową siarkę w wyniku reakcji egzotermicznej w dwóch lub trzech kolejnych fazach katalizy. Gaz pozostający na koniec tej reakcji, zwany gazem Clausa, zawierał jeszcze między innymi CO2 i śladowe ilości związków siarki. Gaz Clausa był następnie kierowany do systemów oczyszczania gazów, zainstalowanych za urządzeniami Clausa, gdzie eliminowane były związki siarki, a CO2 był uwalniany do atmosfery poprzez komin.

21. W rezultacie ExxonMobil twierdzi, że ma prawo do przydziału bezpłatnych uprawnień dla podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe, wskazując, że te emisje CO2 wynikały z używania surowców zawierających węgiel w postaci CO2. Jej zdaniem to nie H2S, rozpatrywany osobno, lecz gaz kwaśny jest surowcem wykorzystywanym do produkcji siarki. Gdyby ów gaz nie został zastosowany w procesie Clausa, CO2 występujący w gazie ziemnym nie zostałby uwolniony do atmosfery. Ponadto wyodrębnienie CO2 z gazu kwaśnego w tym procesie było konieczne do uzyskania z tego gazu czystej siarki. Nie ma natomiast znaczenia, że CO2 był już obecny w surowcu i nie uczestniczył w opisanej wyżej reakcji chemicznej. Rzeczonych emisji CO2 nie można było zresztą uniknąć ani poprzez zmianę paliwa, ani przez zastosowanie bardziej wydajnych technik.

22. Ponadto ExxonMobil twierdzi, iż okoliczność, że bezpłatne uprawnienia do emisji przydzielono na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple zastosowanego do mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji, jako skutku ubocznego reakcji chemicznej charakteryzującej proces Clausa, nie wyklucza przydziału dodatkowego, o który wnioskowano. Chociaż Trybunał orzekł w wyroku Borealis i in. ( 6 ), że przydział na podstawie wskaźnika emisyjności dla produktu ma priorytet nad trzema opcjami rezerwowymi, jakimi są przydziały na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple, na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na paliwie oraz na podstawie emisji procesowych, nie istnieje żadna ustalona hierarchia tych trzech opcji rezerwowych.

23. Wreszcie ExxonMobil podkreśla, że skarga w postępowaniu głównym stanowi proces pilotażowy pozwalający na rozstrzygnięcie kwestii dotyczących przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 w ramach procesu Clausa, który wykorzystywany jest również w innych instalacjach obsługiwanych przez tę spółkę.

24. W swojej odpowiedzi na skargę DEHSt stwierdził po raz pierwszy, że produkcja siarki nie stanowi działalności objętej obowiązkiem związanym z handlem uprawnieniami do emisji. Podniósł, również w sposób bezprecedensowy, że instalację powinno się zakwalifikować jako „wytwórcę energii elektrycznej”, ponieważ produkowano w niej prąd, który następnie sprzedawano osobom trzecim po dniu 31 grudnia 2004 r., a także prowadzono w niej wyłącznie spalanie, o którym mowa w pkt 1–4 części 2 załącznika 1 do TEHG. Zdaniem DEHSt instalacja wniosła o – i uzyskała go – przydział przeznaczony dla wytwórców energii elektrycznej, który został zmniejszony poprzez zastosowanie współczynnika liniowego stosowanego wobec nich na podstawie § 9 ust. 6 TEHG. Przydział bezpłatnych uprawnień dla wytwórców energii elektrycznej był jednak dopuszczalny tylko na warunkach określonych w art. 10a dyrektywy 2003/87.

25. W pozostałym zakresie DEHSt podtrzymuje stanowisko, zgodnie z którym przydziału bezpłatnych uprawnień dla podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe należy odmówić, i kwestionuje twierdzenie ExxonMobil, zgodnie z którym emisje te są nieuniknione. DEHSt powołuje się ponadto na kaskadową hierarchię elementów przydziału na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple, wskaźnika emisyjności opartego na paliwie oraz na podstawie emisji procesowych.

26. W tym kontekście Verwaltungsgericht Berlin (sąd administracyjny w Berlinie) uważa przede wszystkim, że rozstrzygnięcie sporu w postępowaniu głównym zależy od kwestii, czy rzeczoną instalację należy uznać za wytwórcę energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87. Chociaż zdaniem tego sądu z brzmienia owego przepisu wynika odpowiedź twierdząca na to pytanie, zastanawia się on, czy odpowiedź taka nie nada temu pojęciu zakresu przekraczającego zakres wynikający z ducha i celu tej dyrektywy ( 7 ).

27. Następnie sąd odsyłający zauważa, że zakwalifikowanie instalacji jako wytwórcy energii elektrycznej zasadniczo pociągnęłoby za sobą bezprawność przydziału bezpłatnych uprawnień, z którego instalacja ta skorzystała. Jest tak dlatego, że wytwórcy energii elektrycznej mogą otrzymać bezpłatne uprawnienia wyłącznie w przypadkach, o których mowa w art. 10a ust. 1 akapit trzeci i art. 10a ust. 4 dyrektywy 2003/87, a którymi rozpatrywane emisje nie są objęte. Sąd ten zastanawia się jednak nad możliwością pominięcia tego ograniczenia w oparciu o definicję pojęcia „podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” zawartą w art. 3 lit. c) decyzji 2011/278, która nie zawiera takiego ograniczenia.

28. Wreszcie wspomniany sąd dąży do ustalenia, czy emisje powstające w procesie Clausa mogą stanowić podstawę do przydziału bezpłatnych uprawnień dla „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” w rozumieniu art. 3 lit. h) tej decyzji. Ponieważ ciepło wytwarzane w tym procesie również może być przedmiotem przydziału na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple, sąd stawia sobie pytanie, czy jeden z tych rodzajów przydziału ma pierwszeństwo przed drugim.

29. W świetle tych rozważań Verwaltungsgericht Berlin (sąd administracyjny w Berlinie) postanowił zawiesić postępowanie i zwrócić się do Trybunału z następującymi pytaniami prejudycjalnymi: „1) Czy instalacja, która wytwarza produkt, którego produkcja nie zalicza się do działań wskazanych w załączniku I do dyrektywy [2003/87] (w niniejszym przypadku: produkcja siarki) i w której równocześnie wykonywane jest działanie objęte systemem handlu uprawnieniami do emisji zgodnie z załącznikiem I do dyrektywy [2003/87], polegające na »spalaniu paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej przekraczającej 20 MW«, jest wytwórcą energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy [2003/87], jeżeli w instalacji ubocznej owej instalacji wytwarzana jest energia elektryczna dla instalacji, a (znikoma) część energii elektrycznej przekazywana jest odpłatnie do publicznej sieci elektroenergetycznej? 2) W przypadku udzielenia odpowiedzi twierdzącej na pierwsze pytanie: Jeżeli instalacja opisana w pierwszym pytaniu jest wytwórcą energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy [2003/87], to czy instalacja taka może otrzymać przydział na ciepło zgodnie z decyzją [2011/278] również wówczas, gdy ciepło to spełnia wymogi określone w art. 3 lit c) decyzji [2011/278], ale nie zalicza się do wskazanej w art. 10a ust. 1 akapit trzeci i art. 10a ust. 3 i 4 dyrektywy [2003/87] kategorii ciepła ze spalania gazów odlotowych dla produkcji energii elektrycznej, ciepła z sieci ciepłowniczych i kogeneracji o wysokiej sprawności? 3) Jeżeli zgodnie z odpowiedziami udzielonymi na pierwsze dwa pytania prejudycjalne istnieje możliwość przydziału [uprawnień do emisji] dla ciepła produkowanego w instalacji skarżącej: Czy w przypadku CO2 uwalnianego do atmosfery w związku z przetwarzaniem gazu ziemnego (w postaci kwaśnego gazu) w tzw. procesie Clausa przez oddzielenie CO2 zawartego w gazie ziemnym z mieszaniny gazów chodzi o takie emisje, do których, w rozumieniu art. 3 lit. h) zdanie pierwsze decyzji [2011/278], »dochodzi na skutek« procesu wskazanego w art. 3 lit. h) ppkt (v)? a) Czy w rozumieniu art. 3 lit. h) zdanie pierwsze decyzji [2011/278] do emisji CO2 może »dochodzić na skutek« procesu, w którym zawarty w surowcu CO2 oddzielany jest fizycznie i uwalniany do atmosfery, mimo iż w przedmiotowym procesie nie powstaje dodatkowy dwutlenek węgla, czy też w przepisie tym został ustanowiony wymóg, aby uwalniany do atmosfery CO2 dopiero powstawał w wyniku przeprowadzenia tego procesu? b) Czy w rozumieniu art. 3 lit. h) ppkt (v) decyzji [2011/278] surowiec zawierający węgiel jest »zastosowany« w przypadku, gdy naturalnie występujący gaz ziemny jest używany w tzw. procesie Clausa do produkcji siarki i przy tej okazji zawarty w nim CO2 uwalniany jest do atmosfery, mimo tego, że ten zawarty w gazie ziemnym CO2 nie bierze udziału w odbywającej się reakcji chemicznej, czy też użycie pojęcia »zastosowania« zakłada, że węgiel uczestniczy w odbywającej się reakcji chemicznej bądź jest wręcz niezbędny do jej przeprowadzenia? 4) W przypadku udzielenia odpowiedzi twierdzącej na pytanie trzecie: Jeżeli instalacja objęta systemem handlu uprawnieniami do emisji spełnia zarówno przesłanki podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple, jak i przesłanki podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe, to według jakiego wskaźnika powinien nastąpić przydział bezpłatnych uprawnień do emisji? Czy roszczenie o przydział zgodnie ze wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple ma pierwszeństwo przed roszczeniem o przydział dla emisji procesowych bądź też czy roszczenie o przydział dla emisji procesowych, jako lex specialis, ma pierwszeństwo przed wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie?”.

30. ExxonMobil, rząd niemiecki oraz Komisja złożyły do Trybunału uwagi na piśmie i były reprezentowane na rozprawie, która odbyła się w dniu 14 listopada 2018 r.

IV. Analiza

A. Uwagi wstępne

31. W niniejszym wniosku o wydanie orzeczenia w trybie prejudycjalnym zwrócono się do Trybunału zasadniczo o ustalenie, czy i ewentualnie w jakim zakresie instalacji takiej jak ta rozpatrywana w postępowaniu głównym można przydzielić bezpłatne uprawnienia na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87. Istotne elementy stanu faktycznego charakteryzujące sytuację tej instalacji, na których będzie się opierać moja analiza, można podsumować następująco.

32. Zgodnie z informacjami przekazanymi w postanowieniu odsyłającym ( 8 ) w instalacji rozpatrywanej w postępowaniu głównym prowadzono w szczególności działalność polegającą na odzyskiwaniu za pomocą procesu Clausa siarki zawartej w postaci H2S w gazie kwaśnym wydobywanym ze złóż ( 9 ). Proces ten rozpoczynał się od spalenia pewnej części gazu kwaśnego, co uruchamiało reakcję chemiczną wydzielającą ciepło, które było następnie wykorzystywane w instalacji. W urządzeniu pomocniczym instalacja wytwarzała energię elektryczną ( 10 ). Chociaż wytworzona w ten sposób energia elektryczna była przeznaczona głównie na potrzeby własne, instalacja stale odprowadzała jej niewielką część do sieci publicznej za wynagrodzeniem. Odprowadzanie tej ilości służyło zapewnieniu ciągłego zasilania instalacji w energię elektryczną. Dzięki procesowi Clausa CO2 naturalnie znajdujący się w gazie kwaśnym podlegał oddzieleniu od H2S. Rzeczony CO2 był uwalniany do atmosfery po przejściu przez urządzenia Clausa oraz urządzenia do oczyszczania i – jak wynika z akt sprawy przedłożonych Trybunałowi przez sąd odsyłający oraz z uwag rządu niemieckiego, z zastrzeżeniem zweryfikowania tego przez ów sąd – urządzenia do wychwytywania po spalaniu zainstalowane za nimi. Proces Clausa nie powodował powstania dodatkowej ilości CO2.

33. Instalacja otrzymała jako „podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” w rozumieniu art. 3 lit. c) decyzji 2011/278 przydział bezpłatnych uprawnień na mierzalne ciepło wytwarzane podczas tego procesu ( 11 ). Nie otrzymała ona natomiast dodatkowych bezpłatnych uprawnień, o które wystąpiła dla „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” w rozumieniu art. 3 lit. h) decyzji 2011/278. ExxonMobil twierdzi w istocie, że przydział obliczony na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple nie wystarczy do uwzględnienia nieuniknionych emisji CO2 wchodzącego w skład gazu kwaśnego, w przypadku których musiała ona zwrócić uprawnienia ( 12 ).

34. Skarga w postępowaniu głównym skierowana jest przeciwko decyzji, w której DEHSt oddalił ten wniosek. Jednakże argumenty podniesione przez ów urząd w odpowiedzi na skargę budzą również wątpliwości co do zgodności z prawem przydziału bezpłatnych uprawnień, z których instalacja skorzystała.

35. W tym kontekście sąd odsyłający pragnie się dowiedzieć, poprzez pytania pierwsze i drugie, czy z uwagi na fakt, że instalacja sprzedawała energię elektryczną do sieci publicznej, powinna być ona pozbawiona przydziału jakichkolwiek bezpłatnych uprawnień. Na wypadek odpowiedzi przeczącej sąd ten zwraca się do Trybunału z pytaniami trzecim i czwartym w celu ustalenia, czy emisje CO2 występującego naturalnie w gazie kwaśnym mogą stanowić podstawę przydziału bezpłatnych uprawnień dla podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe.

36. Jak podkreślono w uwagach pisemnych i ustnych przedstawionych przed Trybunałem, zarówno problematyka sporu w postępowaniu głównym, jak i użyteczność odpowiedzi na pytania prejudycjalne w rozstrzygnięciu tego sporu są przede wszystkim zależne od możliwości zastosowania do tych emisji dyrektywy 2003/87.

37. W tym względzie Komisja, poparta w tej kwestii przez ExxonMobil podczas rozprawy, podnosi zasadniczo, że emisje CO2 występującego naturalnie w gazie kwaśnym, których dotyczy wniosek o przyznanie dodatkowych bezpłatnych uprawnień, nie są objęte zakresem stosowania tej dyrektywy. W związku z tym nie powinny być zgłaszane i monitorowane ani nie mogą stanowić podstawy zwrotu uprawnień, a co za tym idzie – przydział bezpłatnych uprawnień dla tych emisji był od samego początku wykluczony. Natomiast rząd niemiecki twierdzi w istocie, że skoro gaz kwaśny służył jako paliwo w działaniu instalacji, cały CO2 wchodzący w skład tego paliwa, uwalniany w wyniku tej działalności, jest objęty systemem handlu uprawnieniami do emisji. Ze względów przedstawionych poniżej przekonuje mnie ten ostatni pogląd.

B. W przedmiocie stosowania dyrektywy 2003/87 do emisji CO2 występującego naturalnie w gazie kwaśnym

38. Zgodnie z art. 2 ust. 1 dyrektywy 2003/87 dyrektywę tę stosuje się do emisji z działań wymienionych w załączniku I oraz gazów cieplarnianych wymienionych w załączniku II, w tym CO2. Załącznik I do tej dyrektywy wymienia między innymi w pkt 6 działanie polegające na „spalaniu paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej przekraczającej 20 MW”.

39. W niniejszym przypadku pochodzące z instalacji emisje CO2 naturalnie występującego w gazie kwaśnym mogą wchodzić w zakres stosowania dyrektywy 2003/87 tylko pod warunkiem, że wynikały z tego rodzaju działania. Bezsporne jest bowiem, że instalacja nie prowadziła żadnego innego działania wymienionego w załączniku I do dyrektywy, w którym nie przewidziano ani odzysku siarki, ani przetwarzania gazu ziemnego.

40. Pojęcie „spalania paliw”, znajdujące się w pkt 6 załącznika I do dyrektywy 2003/87, należy interpretować w świetle art. 3 lit. t) tej dyrektywy. Przepis ten definiuje „spalanie” jako „każde utlenianie paliwa, niezależnie od sposobu wykorzystania uzyskanej w tym procesie energii cieplnej, elektrycznej lub mechanicznej oraz wszelkie inne bezpośrednio z tym związane czynności, w tym przemywanie gazów odlotowych”.

41. Definicja ta obejmuje, jak mi się wydaje, generującą ciepło reakcję utleniania, której H2S jest poddany podczas procesu Clausa. Obejmuje ona także proces wychwytywania po spalaniu dotyczący gazów wychodzących z urządzeń Clausa, których częścią jest CO2 występujący naturalnie w gazie kwaśnym, jak wskazano w aktach sprawy przedłożonych Trybunałowi przez sąd odsyłający oraz w uwagach rządu niemieckiego.

42. W zakresie, w jakim CO2 jest przedmiotem emisji po przejściu przez urządzenia Clausa oraz – z zastrzeżeniem zweryfikowania tego przez sąd odsyłający – przez urządzenia do wychwytywania po spalaniu, w których odbywały się te procesy, emisje te wynikały, moim zdaniem, z działania polegającego na spalaniu paliw w rozumieniu pkt 6 załącznika I do dyrektywy 2003/87 ( 13 ), interpretowanego w świetle jej art. 3 lit. t).

43. Wniosku tego nie może podważyć, w pierwszej kolejności, okoliczność, że owe procesy służyły jedynie pomocniczo do wytwarzania energii, a ich głównym celem było odzyskanie siarki zawartej w gazie kwaśnym i oczyszczenie tego gazu przed uwolnieniem do atmosfery.

44. W tym względzie, jak wynika z prac przygotowawczych prowadzących do przyjęcia dyrektywy 2009/29/WE ( 14 ), w drodze której dodano art. 3 lit. t) dyrektywy 2003/87, jego dodanie miało na celu zapisanie szerokiej definicji pojęcia „spalania”. Pojęcie to powinno obejmować każdy przypadek utleniania paliwa, niezależnie od celu – czy to z myślą o wytwarzaniu energii na rzecz osób trzecich, czy jako element procesu produkcyjnego w danej instalacji ( 15 ).

45. Punkt 3 załącznika I do dyrektywy 2003/87 odzwierciedla szeroki zakres nadany temu pojęciu i wyjaśnia, że jednostki, w których mają miejsce działania polegające na spalaniu, obejmują między innymi „wszystkie rodzaje kotłów, palników, turbin, ogrzewaczy, pieców, spalarni, pieców do kalcynacji, pieców do prażenia, osuszaczy, silników, ogniw paliwowych, urządzeń do spalania z wykorzystaniem pętli chemicznej, pochodni gazowych oraz urządzeń do wychwytywania termalnego lub katalitycznego po spalaniu”. Spośród tych urządzeń niektóre, w szczególności pochodnie i niektóre urządzenia do wychwytywania po spalaniu, nie mają na celu dostarczania energii ( 16 ).

46. W drugiej kolejności – rozpatrywanych emisji nie można pozostawić poza zakresem stosowania tej dyrektywy, twierdząc, że CO2 uwalniany do atmosfery, zawarty w gazie kwaśnym już w chwili jego wydobycia, nie pochodzi sam w sobie z reakcji utleniania wywołanej w trakcie działania instalacji ( 17 ).

47. Artykuł 3 lit. t) dyrektywy 2003/87 nie ogranicza bowiem pojęcia „spalania” do reakcji utleniania, w których powstaje gaz cieplarniany wymieniony w załączniku II do tej dyrektywy. W świetle brzmienia tego przepisu wystarczy, aby utlenianiu podlegał jakikolwiek element będący składnikiem paliwa. Podobnie art. 2 ust. 1 wspomnianej dyrektywy nie uzależnia stosowania tej dyrektywy od warunku, że emitowany CO2 jest jako taki rezultatem działania wymienionego w załączniku I. Z takiego działania muszą wynikać jedynie emisje tego gazu cieplarnianego, a nie sam gaz ( 18 ).

48. Jak wskazał rząd niemiecki, na takiej interpretacji opiera się art. 48 ust. 1 rozporządzenia Komisji (UE) nr 601/2012 w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą [2003/87] ( 19 ). Stosownie do tego przepisu emisje „CO2 związanego w paliwie” – zdefiniowanego w art. 3 pkt 40 tego rozporządzenia jako „CO2 będący częścią paliwa” – ujmuje się we współczynniku emisji dla tego paliwa. Artykuł 48 ust. 1 rzeczonego rozporządzenia odnosi się ponadto do CO2 związanego w paliwie zawartego w gazie ziemnym.

49. W tym kontekście w dokumencie zatytułowanym „Frequently Asked Questions Regarding Monitoring and Reporting in the EU ETS” ( 20 ) Komisja wskazuje, że emisje CO2 związane z przetwarzaniem gazu ziemnego podlegają obowiązkom wynikającym z systemu handlu uprawnieniami do emisji, pod warunkiem że w dowolnym momencie procesu oczyszczania emitowany CO2 został wprowadzony do procesu spalania. Emisje te powinny być zgłaszane i monitorowane jako emisje CO2 związanego w paliwie zgodnie z art. 48 rozporządzenia nr 601/2012. Komisja wskazuje w tym dokumencie, tytułem przykładu, urządzenia Clausa ( 21 ). Mimo że dokument ten jest pozbawiony mocy wiążącej, zawarte w nim informacje stanowią moim zdaniem elementy kontekstu pomocne w wykładni dyrektywy 2003/87 i rozporządzenia nr 601/2012 ( 22 ).

50. W świetle powyższych rozważań stoję na stanowisku, że emisje CO2 zawartego naturalnie w gazie kwaśnym zachodzące w wyniku procesu Clausa, takie jak te będące przedmiotem sporu w postępowaniu głównym, wynikają z działania polegającego na „spalaniu paliw” w rozumieniu pkt 6 załącznika I w związku z art. 3 lit. t) dyrektywy 2003/87. Emisje te wchodzą również w zakres zastosowania tej dyrektywy, który został określony w jej art. 2 ust. 1.

C. W przedmiocie pojęcia „wytwórcy energii elektrycznej” (pytanie pierwsze)

51. Poprzez pytanie pierwsze sąd odsyłający zmierza do ustalenia, czy instalacja jest „wytwórcą energii elektrycznej” w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87, ponieważ wytwarza energię elektryczną w ramach działania polegającego na „spalaniu paliw w instalacjach o mocy przekraczającej 20 [megawatów (MW)]” w rozumieniu pkt 6 załącznika I do tej dyrektywy. Sąd ten przedstawia w szczególności pytanie, czy jest tak w okolicznościach, w których, po pierwsze, instalacja jednocześnie prowadziła działanie polegające na wytwarzaniu produktu, które nie stanowi żadnego innego działania wymienionego w tym załączniku, a po drugie, wyprodukowana energia elektryczna była wykorzystywana na potrzeby własne instalacji, a tylko niewielka jej część była przesyłana za wynagrodzeniem do sieci publicznej, do której instalacja powinna być stale podłączona ze względów technicznych.

52. Po przeprowadzeniu analizy brzmienia i celów art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 oraz ogólnej systematyki tej dyrektywy i genezy przyjęcia tego przepisu ( 23 ) zaproponuję Trybunałowi udzielenie na to pytanie odpowiedzi twierdzącej.

1. Wykładnia literalna

53. Zgodnie z art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 status wytwórcy energii elektrycznej zakłada, po pierwsze, że dana instalacja „od dnia 1 stycznia 2005 r. włącznie wytwarzała energię elektryczną przeznaczoną do sprzedaży osobom trzecim”. Po drugie, status ten wymaga, aby w instalacji tej nie prowadzono „innych działań wymienionych w załączniku I niż »spalanie paliw«”.

54. Drugie kryterium określone w art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87, jeśli interpretować je dosłownie, jest z założenia spełnione w sytuacji opisanej w pytaniu pierwszym dotyczącym instalacji, która prowadzi jedynie, oprócz działania polegającego na spalaniu, działanie niewymienione w załączniku I do tej dyrektywy.

55. Jak podkreślił rząd niemiecki, taka wykładnia odpowiada wykładni przyjętej w dokumencie opublikowanym przez Komisję, zatytułowanym „Guidance paper to identify electricity generators” (zwanym dalej „wytycznymi w sprawie identyfikacji wytwórców energii elektrycznej”) ( 24 ). Stwierdzono w nim, że instalacja, która oprócz działania polegającego na spalaniu prowadzi również działanie niewymienione w tym załączniku, spełnia powyższe kryterium. Jest tak również wtedy, gdy energia elektryczna jest wytwarzana na własne potrzeby danej instalacji w celu wykonywania tego ostatniego działania. Dokument ten, chociaż niewiążący, stanowi wskazówkę mogącą wyjaśnić znaczenie pojęcia „wytwórcy energii elektrycznej” w świetle ogólnej systematyki dyrektywy 2003/87 i decyzji 2011/278 ( 25 ).

56. W odniesieniu do pierwszego kryterium określonego w art. 3 lit. u) tej dyrektywy wyrażenie „przeznaczona do sprzedaży osobom trzecim” może sugerować, jak zauważyła ExxonMobil, że energia elektryczna powinna być nie tyle sprzedawana osobom trzecim, co produkowana w celu takiej sprzedaży. Jednak niezależnie od podejścia przyjętego w tej kwestii, nic w brzmieniu tego przepisu nie wskazuje na to, że sprzedaż osobom trzecim musi być wyłącznym lub chociażby głównym celem wytwarzania energii elektrycznej. Dlatego też, jak twierdzą rząd niemiecki i Komisja, kryterium to jest na podstawie brzmienia tego przepisu spełnione, jeżeli – tak jak w niniejszym przypadku – instalacja wytwarza energię elektryczną na potrzeby własne, a jednocześnie planuje odprowadzanie za wynagrodzeniem choćby niewielkiej części tej energii elektrycznej do sieci.

57. Taka interpretacja wynika również z wytycznych w sprawie identyfikacji wytwórców energii elektrycznej, które stanowią, że art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 nie przewiduje żadnego progu sprzedaży, powyżej którego instalacja uzyskuje status wytwórcy energii elektrycznej. W myśl tego dokumentu status ten nie jest też uzależniony od tego, czy energia elektryczna jest wytwarzana z zamiarem jej sprzedawania osobom trzecim ( 26 ).

58. Dodam, że przepis ten nie zawiera żadnych wymogów odnoszących się do ciągłości produkcji energii elektrycznej i sprzedaży wytworzonej w ten sposób energii elektrycznej. Ustanawia on jasną zasadę, zgodnie z którą status wytwórcy energii elektrycznej przysługuje pod warunkiem, że instalacja wytwarzała energię elektryczną przeznaczoną do sprzedaży osobom trzecim w dowolnym momencie od dnia 1 stycznia 2005 r., niezależnie od czasowych wahań proporcji ilości energii elektrycznej sprzedanej i wytworzonej na potrzeby własne instalacji.

59. W rezultacie zgodnie z literalną wykładnią art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 instalacja taka jak ta rozpatrywana w postępowaniu głównym posiada status wytwórcy energii elektrycznej. Jednakże sąd odsyłający zastanawia się, czy – jak twierdzi ExxonMobil – wykładnia ta nie prowadzi do rozszerzenia kręgu wytwórców energii elektrycznej na instalacje, którym prawodawca nie zamierzał przyznać tego statusu. Wykładnia taka wykraczałaby wówczas poza to, co jest konieczne do osiągnięcia celu realizowanego przez ten przepis.

2. Wykładnia celowościowa i systemowa

60. Jak wynika w szczególności z art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87, konsekwencją faktu, że instalacja posiada status wytwórcy energii elektrycznej, jest objęcie jej obowiązkiem sprzedaży wszystkich uprawnień na aukcji ( 27 ). Bezpłatne uprawnienia mogą bowiem zostać przyznane wytwórcom energii elektrycznej jedynie w pewnych okolicznościach, których dokładniejsze określenie jest przedmiotem drugiego pytania prejudycjalnego ( 28 ).

61. W tym względzie ExxonMobil słusznie podkreśla, że motyw 19 dyrektywy 2009/29, na podstawie której wprowadzono art. 3 lit. u) i art. 10a dyrektywy 2003/87, wskazuje, iż to ograniczenie przydziału bezpłatnych uprawnień zostało ustanowione w reakcji na zaobserwowaną w instalacjach „sektora energetycznego” tendencję do przenoszenia kosztów nabycia uprawnień na ceny energii elektrycznej. Instalacje uwzględniały również w cenach wartość ekonomiczną bezpłatnych uprawnień jako „koszt alternatywny”, osiągając w ten sposób „nadzwyczajne zyski” ( 29 ).

62. Zdaniem ExxonMobil status wytwórcy energii elektrycznej przysługujący danej instalacji powinien być zatem oceniany w świetle jej zdolności do odzyskania kosztów CO2 od klientów. Tymczasem rozpatrywana instalacja nie dysponowała taką zdolnością. W podobny sposób sąd odsyłający skłania się do wniosku, że wprowadzając wspomniane wyżej przepisy, prawodawca miał na myśli wyłącznie instalacje należące do „klasycznego sektora” energii elektrycznej ( 30 ), w którym nie mieści się instalacja będąca przedmiotem sporu w postępowaniu głównym.

63. W tym kontekście sąd ten przychyla się do stanowiska ExxonMobil, zgodnie z którym drugie kryterium określone w art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 wymaga, aby instalacja nie prowadziła żadnego działania – niezależnie od tego, czy figuruje ono w załączniku I do tej dyrektywy – innego niż działanie polegające na spalaniu ( 31 ). Pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej” nie obejmuje instalacji, które oprócz działania polegającego na spalaniu prowadzą działanie nieobjęte tym załącznikiem – takie jak w niniejszym przypadku odzyskiwanie siarki.

64. Ponadto sąd odsyłający ma wątpliwości co do kwestii, czy – jak podnosi ExxonMobil – pierwsze kryterium przewidziane w tym przepisie oznacza, że wytwarzana energia elektryczna jest przeznaczona „głównie” do sprzedaży osobom trzecim. W niniejszym przypadku kryterium to nie byłoby spełnione, ponieważ energia elektryczna była wytwarzana na potrzeby własne instalacji, a minimalne dostawy energii elektrycznej do sieci publicznej odbywały się wyłącznie ze względów technicznych.

65. ExxonMobil sprecyzowała w tym względzie, że owo odprowadzanie służyło do synchronizacji częstotliwości i napięcia prądu elektrycznego wewnętrznego i pochodzącego z sieci. W braku takiej synchronizacji przejściu od działania samodzielnego do funkcjonowania w sieci, koniecznemu do zapewnienia ciągłego zasilania instalacji, mogłyby towarzyszyć odchylenia częstotliwości lub napięcia, co powodowałoby szkody. Bilans energetyczny przedstawiony w postanowieniu odsyłającym świadczy o marginalnym charakterze sprzedaży energii elektrycznej osobom trzecim.

66. Moim zdaniem twierdzenie, że instalacje, które sprzedawały osobom trzecim część energii elektrycznej, którą wytworzyły głównie na potrzeby ich działania niewymienionego w załączniku I do dyrektywy 2003/87, nie zawsze są w stanie odzyskać od tych osób trzecich istotną część kosztów uprawnień, które musiały zwrócić, nie jest pozbawione podstaw. Możliwość ta przynajmniej częściowo zależy, jak mi się wydaje, od proporcji energii elektrycznej dostarczonej osobom trzecim do całości energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w instalacji. Nie można wykluczyć, że z uwagi na marginalny charakter sprzedaży energii elektrycznej osobom trzecim w stosunku do całkowitej produkcji energii elektrycznej i ciepła, zwłaszcza gdy dostawy energii elektrycznej na rzecz osób trzecich były uzasadnione względami technicznymi ( 32 ), niektóre z tych instalacji nie mogły przenieść na ceny sprzedaży znacznej części kosztów CO2 związanych z ich działaniami.

67. Jednakże z powodów, które przedstawię poniżej, względy te nie uzasadniają wykładni odbiegającej od brzmienia art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87.

68. W pierwszej kolejności – przepis ten, jak podkreśla Komisja, należy interpretować w świetle ogólnej systematyki oraz ogólnego celu dyrektywy 2003/87, a w szczególności systemu przydziału bezpłatnych uprawnień przewidzianego w art. 10a.

69. W tym względzie pragnę zauważyć, po pierwsze, że system ten stanowi odstępstwo od zasady sprzedaży uprawnień na aukcji ( 33 ), w przedmiocie której prawodawca uznał, że jest to „najprostszy system, uważany również powszechnie za najbardziej efektywny ekonomicznie” ( 34 ), w świetle celu, jakim jest „wspieranie zmniejszania emisji gazów cieplarnianych w efektywny pod względem kosztów oraz skuteczny gospodarczo sposób”, przewidzianego w art. 1 dyrektywy 2003/87. Odstępstwo to stanowi jedynie tymczasowe rozwiązanie mające na celu uniknięcie utraty konkurencyjności przez przedsiębiorstwa w oczekiwaniu na system sprzedaży na aukcji wszystkich uprawnień ( 35 ). W związku z tym od 2013 r. ilość uprawnień przyznawanych bezpłatnie ulega corocznie zmniejszeniu w celu ich wyeliminowania zaplanowanego początkowo na 2027 r. ( 36 ). Towarzyszące temu procesowi ograniczenia przydziału bezpłatnych uprawnień przyczyniają się do stopniowego wdrażania zamierzonego przez prawodawcę systemu sprzedaży wszystkich uprawnień na aukcji. Jak zauważyła Komisja, stwierdzenie to przemawia za szeroką wykładnią przepisów ograniczających przydział bezpłatnych uprawnień, wśród których, w zakresie, w jakim definiuje on pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej”, znajduje się art. 3 lit. u) tej dyrektywy.

70. Po drugie, określenie kręgu wytwórców energii elektrycznej ma na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87 decydujące znaczenie przy obliczaniu przydziału bezpłatnych uprawnień, z jakich korzystają nie tylko instalacje, które do niego należą, ale także pozostałe instalacje (zwane dalej dla wygody „instalacjami przemysłowymi” ( 37 )). Jak podkreślił rząd niemiecki, wspomniane określenie ma wpływ na sposób obliczania przez Komisję jednolitego międzysektorowego współczynnika korygującego, którego zastosowanie do wstępnego przydziału rocznego bezpłatnych uprawnień dla każdej instalacji przemysłowej determinuje ostateczny przydział roczny, jaki zostanie dla niej określony ( 38 ). Ustalenie to wzmacnia konieczność istnienia jasnych zasad pozwalających zidentyfikować z wystarczającym stopniem pewności i przewidywalności instalacje, które odpowiadają definicji przewidzianej w art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87.

71. Tymczasem, jak podniosła Komisja, uzależnienie statusu wytwórcy energii elektrycznej od braku prowadzenia innych rodzajów działań poza produkcją energii elektrycznej lub od kryterium, zgodnie z którym sprzedaż osobom trzecim powinna być „głównym celem” produkcji energii elektrycznej, spowodowałoby brak pewności przy określaniu tego statusu. W szczególności, jak również podniósł rząd niemiecki, podejście takie byłoby mylące ze względu na brak wcześniej ustalonych przez prawodawcę wartości progowych pozwalających odróżnić cel główny od celu pomocniczego produkcji energii elektrycznej i dzięki temu identyfikować instalacje należące do „klasycznego sektora” energii elektrycznej ( 39 ).

72. W drugiej kolejności – wykładnia literalna art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 nie wyklucza jego zgodności z normami prawa pierwotnego, a w szczególności z ogólną zasadą równego traktowania ( 40 ).

73. Sąd odsyłający i ExxonMobil podniosły w tym względzie, że taka wykładnia prowadzi do odmiennego traktowania z jednej strony instalacji prowadzących działanie polegające na spalaniu i inne działanie wymienione w załączniku I do tej dyrektywy, a z drugiej strony instalacji prowadzących oprócz spalania działanie, które nie zostało wymienione w tym załączniku. Moim zdaniem taka różnica w traktowaniu, wbrew twierdzeniom ExxonMobil, nie stanowi dyskryminacji.

74. Co do zasady uważam, że te dwie kategorie instalacji nie znajdują się w sytuacjach obiektywnie porównywalnych pod kątem zasad stosowania systemu handlu uprawnieniami do emisji. Jak wskazała Komisja, instalacje drugiej kategorii są objęte tym systemem tylko w odniesieniu do emisji wynikających z prowadzonego przez nie działania polegającego na spalaniu. Natomiast instalacje pierwszej kategorii podlegają mu w odniesieniu do wszystkich emisji, niezależnie od tego, czy są one wynikiem działania polegającego na spalaniu.

75. W tym względzie, jak wynika z prac przygotowawczych do przyjęcia dyrektywy 2009/29, wpisanie działań innych niż „spalanie paliw” do załącznika I do dyrektywy 2003/87 służyło objęciu jego zakresem niektórych emisji, tzw. emisji procesowych, które nie pochodzą z procesu „spalania” – nawet jeśli zdefiniować to pojęcie w sposób szeroki – ale z niektórych procesów przemysłowych ( 41 ). Wymienione w nim konkretne działania zostały przyjęte przez prawodawcę ze względu na wagę emisji procesowych, które im towarzyszą ( 42 ).

76. W każdym razie nawet przy założeniu, że sytuacja instalacji takiej jak ta rozpatrywana w postępowaniu głównym jest obiektywnie porównywalna z sytuacją instalacji, która oprócz działania polegającego na spalaniu wykonuje działanie wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87 ( 43 ), odmienne traktowanie tych obiektów wydaje mi się uzasadnione.

77. Jak Trybunał już stwierdził ( 44 ), prawodawca dysponuje szerokim zakresem uznania przy tworzeniu lub restrukturyzacji „kompleksowego systemu”, jakim jest system handlu uprawnieniami, które to działania implikują podejmowanie przez niego decyzji natury politycznej, gospodarczej i społecznej, opartych na kompleksowych ocenach i analizach. Może on w tym względzie działać etapowo i postępować w szczególności stosownie do uzyskanych doświadczeń. Jak wynika z wyroku w sprawie Arcelor Atlantique et Lorraine i in. ( 45 ), wybór ten powinien jednak być oparty na kryteriach obiektywnych oraz dostosowanych do zamierzonego celu i nie może powodować skutków w oczywisty sposób mniej adekwatnych niż skutki wynikające z innych środków, które również są dostosowane do tego celu.

78. Ograniczenie bezpłatnych uprawnień przyznawanych wytwórcom energii elektrycznej wynika właśnie z podejścia etapowego, zmierzającego do stopniowej realizacji systemu sprzedaży wszystkich bezpłatnych uprawnień na aukcji. W tym kontekście prawodawca postanowił, że wytwórcy energii elektrycznej powinni podlegać zasadzie sprzedaży wszystkich uprawnień na aukcji już w roku 2013 z uwagi na obiektywne stwierdzenie, że koszty emisji CO2 związanych z ich działaniami mogą zasadniczo zostać przeniesione na ceny energii elektrycznej. Ponadto uznał on za konieczne określenie kręgu wytwórców energii elektrycznej za pomocą jasno zdefiniowanych kryteriów, z uwzględnieniem w szczególności strukturalnego znaczenia tego określenia w architekturze systemu przydziału bezpłatnych uprawnień ( 46 ).

79. Moim zdaniem wykładnia literalna art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 nie prowadzi do wniosku, zgodnie z którym prawodawca przekroczył granice przysługującego mu zakresu uznania, gdy definiował pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej” za pomocą zapisanych w nim kryteriów w celu realizacji tych celów. Jest tak nawet, jeśli niektóre instalacje wchodzące w zakres tej definicji, rozpatrywane indywidualnie, stosownie do okoliczności nie są w stanie odzyskać od klientów istotnej części kosztów uprawnień związanych z ich działaniami ( 47 ).

80. Proporcjonalny charakter tej decyzji legislacyjnej wynika także z faktu, że status wytwórcy energii elektrycznej nie pozbawia rozpatrywanych instalacji w całości przydziału bezpłatnych uprawnień, ponieważ nadal pozostają one do nich uprawnione pod pewnymi warunkami zmierzającymi do uzyskania większej efektywności energetycznej ( 48 ).

81. Ponadto nie zgadzam się z argumentem ExxonMobil, że zakwalifikowanie jako wytwórców energii elektrycznej instalacji produkujących energię elektryczną pomocniczo, na potrzeby ich działania tytułem produkcji głównej niewymienionego w załączniku I do dyrektywy 2003/87, prowadzi do dyskryminacji tych instalacji w porównaniu z instalacjami, które zaopatrują się w energię elektryczną konieczną do tego celu u osób trzecich. W odniesieniu do tego argumentu wystarczy stwierdzić, że instalacje, które wytwarzają własną energię elektryczną na potrzeby swojego działania niewymienionego w tym załączniku, nie mają statusu wytwórcy energii elektrycznej z tego właśnie powodu. Trzeba jeszcze, aby sprzedawały część tej energii elektrycznej osobom trzecim, co stanowi kryterium obiektywne i niedyskryminacyjne.

82. W trzeciej kolejności – wbrew twierdzeniom ExxonMobil zakwalifikowaniu instalacji takiej jak rozpatrywana w postępowaniu głównym jako wytwórcy energii elektrycznej nie stoi na przeszkodzie podnoszona sprzeczność pomiędzy tą kwalifikacją i wpisaniem sektora wydobycia gazu ziemnego do wykazu sektorów i podsektorów narażonych na znaczące ryzyko ucieczki emisji ( 49 ), znajdującego się w załączniku do decyzji 2010/2/UE ( 50 ). Zdaniem ExxonMobil instalacja nie należy do sektora energii elektrycznej, który – zważywszy na posiadaną przezeń zdolność do odzyskania kosztów uprawnień od klientów – nie jest narażony na zakłócenia konkurencji wskutek zastosowania systemu handlu uprawnieniami do emisji. Sektor, do którego instalacja należy, czyli sektor wydobycia gazu ziemnego, charakteryzuje się natomiast istnieniem takich zakłóceń, którym towarzyszy znaczące ryzyko ucieczki emisji ze względu na brak możliwości przeniesienia kosztów CO2 na stosowane ceny.

83. Moim zdaniem o ile na pierwszy rzut oka wydaje się paradoksalne, że ta sama instalacja należy jednocześnie do sektora uznanego za zdolny do przeniesienia kosztów uprawnień na ceny sprzedaży jego produktów i do sektora, który jest powszechnie uważany za do tego niezdolny, o tyle sprzeczność ta jest jedynie pozorna. Klasyfikacja danego sektora lub podsektora jako narażonego na znaczące ryzyko ucieczki emisji wymaga bowiem, by niezdolność w tym względzie została wykazana w świetle całościowej oceny wszystkich działań instalacji, które do niego należą ( 51 ). Klasyfikacja ta nie zakłada, że każda z tych instalacji jest niezdolna do odzyskania kosztów uprawnień związanych z jej działaniami nawet wówczas, gdy wytwarza energię elektryczną, przynajmniej częściowo, w celu sprzedaży osobom trzecim.

84. W związku z tym, jak wynika z art. 10a ust. 12 dyrektywy 2003/87 w związku z ust. 1 i 3 tego artykułu, włączenie danego sektora lub podsektora do załącznika do decyzji 2010/2 nie zwalnia instalacji, które w nim figurują, ze stosowania zasady, zgodnie z którą na podstawie art. 10a ust. 1 akapit trzeci bezpłatnych uprawnień nie przyznaje się na rzecz wytwarzania energii elektrycznej (z pewnymi wyjątkami) – niezależnie od tego, czy instalacje te mają status wytwórcy energii elektrycznej. Uwzględnienie w załączniku nie zwalnia też instalacji, które mają ów status, z konsekwencji, które się z nim wiążą na mocy ust. 3 tego artykułu ( 52 ).

85. Zgodnie z art. 10a ust. 12 dyrektywy 2003/87 jedyną konsekwencją – pod względem przydziału uprawnień na podstawie tego artykułu – przynależności instalacji do sektora lub podsektora narażonego na znaczące ryzyko ucieczki emisji jest stosowanie do danych historycznych, które uwzględnia się przy obliczaniu tymczasowego przydziału bezpłatnych uprawnień, „współczynnika ryzyka ucieczki” pozwalającego na hojniejszy przydział tymczasowy ( 53 ). Przynależność taka nie wymaga, aby wśród tych danych były ujmowane dane dotyczące wytwarzania energii elektrycznej, które należy wykluczyć z tego zakresu na podstawie art. 10a ust. 1 akapit trzeci tej dyrektywy ( 54 ). Jeżeli chodzi o wytwórców energii elektrycznej, nie prowadzi ona również do włączenia do ich danych historycznych danych dotyczących produkcji przez nich ciepła w sposób wykraczający poza to, co zapisano w art. 10a ust. 3 tej dyrektywy ( 55 ).

86. W czwartej kolejności – geneza art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 potwierdza wykładnię literalną. Z prac przygotowawczych do przyjęcia dyrektywy 2009/29 wynika bowiem, że prawodawca opowiedział się za brzmieniem nadającym pojęciu „wytwórcy energii elektrycznej” szeroki zakres, pomimo bardziej restrykcyjnego sformułowania zaproponowanego w trakcie procedury ustawodawczej przez Komisję Przemysłu, Badań Naukowych i Energii Parlamentu Europejskiego. Ta ostatnia złożyła poprawkę, na którą powołał się rząd niemiecki, zmierzającą do przyznania statusu wytwórcy energii elektrycznej wyłącznie tym instalacjom, które „dostarcza[ją] [energię] głównie do publicznych sieci elektroenergetycznych” ( 56 ). Fakt, że proponowana zmiana pozostała tylko martwą literą, to moim zdaniem dodatkowy element świadczący o sprzeczności stanowiska prezentowanego przez ExxonMobil z zamiarem prawodawcy.

87. Mając na względzie całość powyższych rozważań, uważam, że pojęcie „wytwórcy energii elektrycznej” w rozumieniu art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 obejmuje instalację taką jak ta rozpatrywana w postępowaniu głównym, która sprzedawała do publicznej sieci elektroenergetycznej po dniu 1 stycznia 2005 r. niewielkie ilości energii elektrycznej wytworzonej przez siebie – w ramach swojego działania polegającego na spalaniu paliw – głównie na potrzeby działania polegającego na wytwarzaniu produktu niewymienionego w załączniku I do tej dyrektywy.

D. W przedmiocie skutków statusu wytwórcy energii elektrycznej w odniesieniu do przydziału bezpłatnych uprawnień (pytanie drugie)

88. Drugie pytanie prejudycjalne zostało skierowane do Trybunału na wypadek, gdyby przyjął on – tak jak proponuję – wykładnię art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87, zgodnie z którą instalacja taka jak ta rozpatrywana w postępowaniu głównym ma status wytwórcy energii elektrycznej. Sąd odsyłający dąży do ustalenia, czy zgodnie z art. 3 lit. c) decyzji 2011/278 taka instalacja mogłaby jednak otrzymać bezpłatne przydziały na ciepło, które wytwarza i wykorzystuje do celów innych niż produkcja energii elektrycznej, także w przypadkach innych niż wskazane w art. 10a ust. 1 akapit trzeci i art. 10a ust. 4 dyrektywy 2003/87, które to przypadki nie mają znaczenia w niniejszej sprawie.

89. Wątpliwości tego sądu wynikają z faktu, że art. 3 lit. c) decyzji 2011/278 uzależnia status „podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” od warunku, by wytworzone ciepło nie było wykorzystywane do celów wytwarzania energii elektrycznej, przy czym nie wyłącza on w sposób ogólny możliwości utworzenia takiej podinstalacji w ramach instalacji będącej wytwórcą energii elektrycznej. Innymi słowy – chociaż przepis ten uniemożliwia przydział bezpłatnych uprawnień na ciepło wytworzone w celu wytwarzania energii elektrycznej, nie wskazuje on, w jakim zakresie ciepło wytworzone do innych celów przez wytwórców energii elektrycznej jest wyłączone z przyznania uprawnień.

90. Odpowiedź przecząca na pytanie drugie wynika moim zdaniem z wykładni literalnej, systemowej i celowościowej art. 10a dyrektywy 2003/87 i art. 3 lit. c) decyzji 2011/278.

91. W tym względzie, po pierwsze, art. 10a ust. 1 akapit trzeci dyrektywy 2003/87 wyklucza przydział jakichkolwiek bezpłatnych uprawnień na wytwarzanie energii elektrycznej, z wyjątkiem sytuacji, gdy jest ona wytwarzana z gazów odlotowych. ExxonMobil nie twierdzi w tym przypadku, że ma prawo do przydziału bezpłatnych uprawnień na wytwarzanie energii elektrycznej w ramach instalacji.

92. Ponadto, po drugie, art. 10a ust. 3 tej dyrektywy ustanawia zasadę, zgodnie z którą nie przydziela się żadnych bezpłatnych uprawnień wytwórcom energii elektrycznej, z wyjątkiem przypadków wymienionych w ust. 4 i 8 tego artykułu ( 57 ). Artykuł 10a ust. 4 dotyczy produkcji energii cieplnej lub chłodniczej dla sieci ciepłowniczych lub uzyskanej w kogeneracji o wysokiej sprawności ( 58 ).

93. Jak stwierdził już Trybunał, art. 10a ust. 4 dyrektywy 2003/87 stanowi więc odstępstwo od zasady ogólnej, określonej w ust. 3 tego artykułu, zgodnie z którą wytwórcom energii elektrycznej nie będą przyznawane żadne bezpłatne uprawnienia ( 59 ). Są oni zatem zasadniczo pozbawieni bezpłatnych uprawnień do emisji wynikających nie tylko z ich działania polegającego na wytwarzaniu energii elektrycznej, lecz ewentualnie także – wbrew twierdzeniom ExxonMobil i rządu niemieckiego – z ich działania polegającego na wytwarzaniu ciepła. Przydział bezpłatnych uprawnień na ciepło wytwarzane przez wytwórców energii elektrycznej mogą uzasadniać jedynie przypadki, o których mowa w art. 10a ust. 4 i 8 tej dyrektywy.

94. Odmienna wykładnia pozbawiałaby skuteczności (effet utile) art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87, jako że przydział bezpłatnych uprawnień na wytwarzanie energii elektrycznej – niezależnie od tego, czy zajmująca się tym instalacja ma status wytwórcy energii elektrycznej – jest już wykluczony na podstawie art. 10a ust. 1 akapit trzeci tej dyrektywy.

95. Zaproponowane przeze mnie podejście odpowiada także celowi realizowanemu przez art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87, jakim jest ustanowienie zasady sprzedaży na aukcji wszystkich uprawnień dla wytwórców energii elektrycznej od 2013 r. Jak wyjaśniono powyżej, ponieważ zasada ta ma być stopniowo rozszerzana na pozostałe instalacje, uzasadniona wydaje mi się szeroka wykładnia przepisów ograniczających możliwości bezpłatnego przydziału ( 60 ).

96. Ponadto chciałbym przypomnieć, że przy opracowywaniu systemu handlu uprawnieniami do emisji ustawodawca dysponował szerokim zakresem uznania ( 61 ). Moim zdaniem nie przekroczył on jego granic, decydując się na zastosowanie tej zasady w pierwszej kolejności tylko do wytwórców energii elektrycznej, ponieważ zostali oni wybrani na podstawie kryteriów obiektywnych i dostosowanych do zakładanych celów. W celu uniknięcia zakłóceń konkurencji z innymi wytwórcami energii cieplnej ( 62 ) prawodawca zadbał w ramach przysługującego mu uznania o umożliwienie wytwórcom energii elektrycznej otrzymania bezpłatnych przydziałów na ciepło, które generują, pod pewnymi warunkami, zachęcającymi do poszukiwania większej efektywności energetycznej ( 63 ).

97. Taka wykładnia art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87 nie może zostać podważona na podstawie art. 3 lit. c) decyzji 2011/278. Jak podniosła Komisja, ze względu na hierarchię normatywną między środkiem wykonawczym, jakim jest ta decyzja, i przepisami upoważniającymi zawartymi w art. 10a dyrektywy 2003/87 ( 64 ) art. 3 lit. c) rzeczonej decyzji należy interpretować w miarę możliwości zgodnie z art. 10a ust. 3 tej dyrektywy ( 65 ).

98. Taka wykładnia zgodna z dyrektywą oznacza, że art. 3 lit. c) decyzji 2011/278 zezwala na przypisanie emisji podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple oraz na przydzielenie odpowiedniej liczby bezpłatnych uprawnień w ramach instalacji uznanej za wytwórcę energii elektrycznej tylko wtedy, gdy art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87 dopuszcza taki przydział – czyli wyłącznie w przypadkach określonych w ust. 4 i 8 tego artykułu ( 66 ).

99. Z uwagi na odpowiedź, której proponuję udzielić na pytania pierwsze i drugie, nie ma potrzeby udzielania odpowiedzi na pytania trzecie i czwarte, które sąd odsyłający zadał jedynie na wypadek, gdyby odpowiedzi Trybunału na pytania pierwsze i drugie oznaczały, że instalacja może otrzymać bezpłatne przydziały na wytwarzane przez siebie ciepło.

E. W przedmiocie ograniczenia w czasie skutków mającego zapaść wyroku

100. Na wypadek, gdyby Trybunał odpowiedział na pytanie drugie w proponowany przeze mnie sposób, ExxonMobil wnosi o ograniczenie w czasie skutków mającego zapaść wyroku.

101. Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem ograniczenie w czasie skutków wyroku, w którym Trybunał dokonuje wykładni w trybie prejudycjalnym przepisu prawa Unii, stanowi środek nadzwyczajny, który wymaga spełnienia dwóch istotnych przesłanek, mianowicie istnienia dobrej wiary zainteresowanych i ryzyka poważnych konsekwencji ( 67 ). Trybunał stosował to rozwiązanie „jedynie w bardzo szczególnych okolicznościach, zwłaszcza gdy istniało ryzyko wystąpienia poważnych skutków gospodarczych ze względu między innymi na znaczną liczbę stosunków prawnych nawiązanych w dobrej wierze na podstawie przepisów uważanych za skuteczne i obowiązujące, a także gdy okazywało się, że osoby prywatne oraz organy krajowe dopuściły się zachowań niezgodnych z prawem Unii ze względu na istnienie obiektywnej i istotnej niepewności co do znaczenia przepisów prawa Unii, do której to niepewności przyczyniło się ewentualnie również samo zachowanie innych państw członkowskich lub Komisji” ( 68 ).

102. W niniejszym przypadku ExxonMobil nie przedstawiła żadnego konkretnego dowodu mogącego wykazać, że powyższe przesłanki są spełnione.

103. Po pierwsze, co się tyczy istnienia ryzyka wystąpienia poważnych skutków gospodarczych, spółka ta jedynie stwierdziła, że od roku 2013 władze niemieckie przydzieliły licznym instalacjom wytwarzającym energię elektryczną bezpłatne uprawnienia na wytwarzanie ciepła. Nie przedstawiła ona szczegółowych wyjaśnień dotyczących tych instalacji albo negatywnych konsekwencji, jakie mogłyby one ponieść w przypadku przyjęcia proponowanej powyżej wykładni art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87.

104. Po drugie, wydaje mi się, że taka wykładnia wynika w sposób wystarczająco jasny z brzmienia tego przepisu i z art. 3 lit. c) decyzji 2011/278, interpretowanego w świetle rzeczonego przepisu. Ponadto ExxonMobil powołuje się jedynie na odmienną wykładnię przyjętą przez władze niemieckie, nie wskazując jednak, w jakiej mierze zachowanie Komisji lub innych państw członkowskich mogło przyczynić się do powstania obiektywnej i istotnej niepewności co do zakresu art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87. W tych okolicznościach żadna niepewność tego rodzaju nie mogła zachęcić do podjęcia w dobrej wierze zachowań sprzecznych z prawem Unii.

105. Proponuję zatem oddalić wniosek o ograniczenie w czasie skutków mającego zapaść wyroku.

V. Wnioski

106. Biorąc pod uwagę całość powyższych rozważań, proponuję, aby na pierwsze i drugie z pytań prejudycjalnych postawionych przez Verwaltungsgericht Berlin (sąd administracyjny w Berlinie, Niemcy) Trybunał udzielił następującej odpowiedzi: 1) Artykuł 3 lit. u) dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniającej dyrektywę Rady 96/61/WE, zmienionej dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r., należy interpretować w ten sposób, że „wytwórcą energii elektrycznej” jest instalacja, która prowadzi równocześnie działanie polegające na „spalaniu paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej przekraczającej 20 [megawatów (MW)]” w rozumieniu pkt 6 załącznika I do dyrektywy 2003/87 i działanie polegające na wytwarzaniu produktu, którego produkcja nie jest objęta żadnym innym działaniem wskazanym w tym załączniku, jeżeli instalacja ta wytwarzała w dniu 1 stycznia 2005 r. lub w późniejszym terminie energię elektryczną przeznaczoną głównie na potrzeby własne, a część energii elektrycznej została przekazana odpłatnie do publicznej sieci elektroenergetycznej. 2) Artykuł 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87 i art. 3 lit. c) decyzji Komisji 2011/278/UE z dnia 27 kwietnia 2011 r. w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na mocy art. 10a dyrektywy 2003/87 należy interpretować w ten sposób, że instalacja, która posiada status „wytwórcy energii elektrycznej” w rozumieniu art. 3 lit. u) tej dyrektywy, może otrzymać przydział bezpłatnych uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na wytworzone przez siebie ciepło tylko w przypadkach, o których mowa w art. 10a ust. 4 i 8 tej dyrektywy, bez uszczerbku dla stosowania art. 10c owej dyrektywy.

( 1 ) Język oryginału: francuski.

( 2 ) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE (Dz.U. 2003, L 275, s. 32), zmieniona dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. (Dz.U. 2009, L 140, s. 63).

( 3 ) Decyzja Komisji z dnia 27 kwietnia 2011 r. w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na mocy art. 10a dyrektywy [2003/87] (Dz.U. 2011, L 130, s. 1).

( 4 ) Niektóre przepisy art. 10a dyrektywy 2003/87 zostały od tego czasu zmienione dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 z dnia 14 marca 2018 r. zmieniającą dyrektywę [2003/87] w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE) 2015/1814 (Dz.U. 2018, L 76, s. 3).

( 5 ) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG (Dz.U. 2004, L 52, s. 50).

( 6 ) Wyrok z dnia 8 września 2016 r. (C‑180/15, EU:C:2016:647).

( 7 ) Zobacz pkt 59 oraz pkt 62–64 niniejszej opinii.

( 8 ) Sąd odsyłający przedstawił wyjaśnienia zaprezentowane przez ExxonMobil oraz przez DEHSt na temat przebiegu procesu Clausa (zob. pkt 15–20 niniejszej opinii), przy czym sam nie dokonał ustaleń faktycznych dotyczących każdego aspektu tego procesu. Ponieważ wyjaśnienia te w znacznym stopniu się pokrywają, moją analizę opieram na owym opisie okoliczności faktycznych. Czynię to z zastrzeżeniem zweryfikowania tego przez sąd odsyłający, który jest wyłącznie właściwy do oceny stanu faktycznego [zob. w szczególności wyrok z dnia 6 marca 2018 r., SEGRO i Horváth (C‑52/16 i C‑113/16, EU:C:2018:157, pkt 98 i przytoczone tam orzecznictwo)].

( 9 ) Gaz kwaśny wprowadzany do urządzeń Clausa zawiera konkretnie H2S i CO2 usunięte we wcześniejszym procesie odsiarczania z gazu ziemnego w celu umożliwienia wprowadzenia go do sieci gazowniczej. Proces Clausa pozwala zatem jednocześnie na pozbycie się owego H2S – gazu toksycznego i żrącego – i na uzyskanie produktu (mianowicie siarki elementarnej) mającego wartość handlową.

( 10 ) Zgodnie z informacjami zawartymi w aktach sprawy przedłożonych Trybunałowi przez sąd odsyłający oraz uwagami ustnymi ExxonMobil i uwagami pisemnymi rządu niemieckiego do wytwarzania rzeczonej energii elektrycznej służyła część ciepła wytworzonego w procesie Clausa.

( 11 ) Nieodpłatne uprawnienia przyznano ponadto instalacji jako „podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie” w rozumieniu art. 3 lit. d) decyzji 2011/278 na niemierzalne ciepło wytwarzane w ramach działania innego niż odzysk siarki w procesie Clausa.

( 12 ) Zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87 operator instalacji podlegającej obowiązkowi handlu uprawnieniami powinien co roku zwrócić uprawnienia odpowiadające całkowitej emisji z instalacji w trakcie poprzedniego roku kalendarzowego.

( 13 ) Bezsporne jest, że wartość progowa zdolności produkcyjnych przewidziana w tym przepisie została w niniejszej sprawie przekroczona.

( 14 ) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę [2003/87] w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz.U. 2009, L 140, s. 63).

( 15 ) Zobacz Commission staff working document, accompanying document to the proposal for a directive of the European Parliament and of the Council amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the EU greenhouse gas emission allowance trading system, Impact assessment, 23 stycznia 2008 r., SEC(2007) 52 (zwany dalej „oceną skutków”), s. 17–23, 160–161. Zobacz również wniosek dotyczący dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniającej dyrektywę [2003/87] w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych z dnia 23 stycznia 2008 r., COM(2008) 16 wersja ostateczna (zwany dalej „wnioskiem Komisji”), s. 4. Dodanie definicji pojęcia „spalania” zmierzało do skodyfikowania interpretacji zaproponowanej już przez Komisję w komunikacie z dnia 22 grudnia 2005 r.„Dalsze wytyczne w sprawie planów rozdziału uprawnień na okres handlu 2008–2012 w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji”, COM(2005) 703 wersja ostateczna, pkt 34–36 oraz załącznik 8. Zobacz też podobnie wyrok z dnia 28 lipca 2016 r., Vattenfall Europe Generation (C‑457/15, EU:C:2016:613, pkt 37).

( 16 ) Zobacz Komisja Europejska, „Guidance on interpretation of Annex I of the EU ETS Directive (excl. aviation activities)”, 18 marca 2010 r., https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/docs/guidance_interpretation_en.pdf, s. 8, 9.

( 17 ) Ponadto przypominam, że ciepło wytworzone w trakcie procesu Clausa zostało wygenerowane w wyniku reakcji chemicznej, która nie prowadziła do powstania CO2. W wyniku tego procesu uwalniany był jedynie CO2 znajdujący się w składzie gazu kwaśnego. Gdyby takie emisje miały być wyłączone z zakresu stosowania tej dyrektywy przez to, że wyemitowany CO2 naturalnie występuje w gazie kwaśnym, to i tak nie znalazłyby się w tym zakresie z racji tego, że rzeczony proces wytwarza ciepło wykorzystywane w instalacji.

( 18 ) Pragnę zauważyć, że w niektórych wersjach językowych art. 2 ust. 1 dyrektywy 2003/87, takich jak wersje w językach francuskim i hiszpańskim, posłużono się sformułowaniem „wynikające z działań” lub innymi podobnymi sformułowaniami, natomiast w innych, wśród których znajdują się wersje angielska, duńska, włoska i niderlandzka, zastosowano wyrażenie odpowiadające sformułowaniu „pochodzące z działań”. Wykładnię, zgodnie z którą dyrektywa 2003/87 ma zastosowanie do emisji CO2 naturalnie występującego w paliwie gazowym zachodzących w wyniku spalania i która jest zgodna z wszystkimi rzeczonymi wersjami językowymi, potwierdza cel tej dyrektywy. Zgodnie z jej art. 1 jest nim „wspieranie zmniejszania emisji gazów cieplarnianych w efektywny pod względem kosztów oraz skuteczny gospodarczo sposób”. W motywie 8 wspomnianej dyrektywy podkreślono konieczność uwzględnienia potencjału redukcji emisji pochodzących z działań przetwórstwa przemysłowego. Jak zauważył rząd niemiecki, w kontekście tego celu powinno się promować stosowanie paliw o niskiej zawartości CO2, ponieważ przyczynia się ono do zmniejszenia emisji CO2. Podniesiona przez ExxonMobil podczas rozprawy okoliczność, że nie zawsze w momencie wydobycia gazu kwaśnego, służącego w niniejszym przypadku za paliwo, można określić jego skład, nie podważa tej zasady.

( 19 ) Rozporządzenie z dnia 21 czerwca 2012 r. (Dz.U. 2012, L 181, s. 30). W przedmiocie metodyki monitorowania emisji z procesów spalania odbywających się w zakładach przetwarzania gazu zob. pkt 1 lit. B) akapit trzeci załącznika IV do rozporządzenia nr 601/2012.

( 20 ) Dokument ten, w wersji z dnia 16 grudnia 2013 r., jest dostępny pod adresem: https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/monitoring/docs/faq_mmr_en.pdf (zob. s. 14).

( 21 ) Komisja wyjaśnia: „[T]he H2S enriched gas flow may still contain a significant concentration of CO2. If this gas flow is also fed into a combustion unit (e.g. CLAUS unit), this CO2 needs to be monitored and reported as well”.

( 22 ) Zobacz analogicznie wyrok z dnia 18 stycznia 2018 r., INEOS (C‑58/17, EU:C:2018:19, pkt 41).

( 23 ) Zobacz w szczególności w przedmiocie elementów, które należy uwzględnić przy wykładni prawa Unii, wyrok z dnia 10 grudnia 2018 r., Wightman i in. (C‑621/18, EU:C:2018:999, pkt 47 i przytoczone tam orzecznictwo).

( 24 ) Dokument ten, opatrzony datą 18 marca 2010 r., znajduje się na stronie https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/docs/guidance_electricity_generators_en.pdf (zob. s. 4, pkt 8, 9).

( 25 ) Zobacz analogicznie wyrok z dnia 18 stycznia 2018 r., INEOS (C‑58/17, EU:C:2018:19, pkt 41). W przedmiocie statusu wytycznych w sprawie identyfikacji wytwórców energii elektrycznej i innych dokumentów zawierających wytyczne dotyczące okresu rozliczeniowego 2013–2020, zob. w szczególności Komisja, „Guidance document no 1 on the harmonized free allocation methodology for the EU-ETS post 2012” z 14 kwietnia 2011 r., https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/allowances/docs/gd1_general_guidance_en.pdf, s. 3, 4.

( 26 ) Wytyczne w sprawie identyfikacji wytwórców energii elektrycznej, s. 4, pkt 10.

( 27 ) Zobacz motyw 19 dyrektywy 2009/29.

( 28 ) Zobacz pkt 88–98 niniejszej opinii. Ponadto ostateczną roczną ilość bezpłatnych uprawnień przydzielonych wytwórcom energii elektrycznej oblicza się inaczej niż ilość przyznaną innym instalacjom (zob. art. 10 ust. 9 decyzji 2011/278). Zobacz w tym względzie wyrok z dnia 28 kwietnia 2016 r., Borealis Polyolefine i in. (C‑191/14, C‑192/14, C‑295/14, C‑389/14 i od C‑391/14 do C‑393/14, EU:C:2016:311, pkt 71).

( 29 ) Zobacz wniosek Komisji, s. 9. Zobacz także wyrok z dnia 17 października 2013 r., Iberdrola i in. (C‑566/11, C‑567/11, C‑580/11, C‑591/11, C‑620/11 i C‑640/11, EU:C:2013:660, pkt 33–36, 40).

( 30 ) Sąd odsyłający odwołuje się do motywu 31 decyzji 2011/278, który wspomina o możliwości „sektora energetycznego” dotyczącej „przeniesienia w [na] ceny energii elektrycznej zwiększonych kosztów emisji CO2”.

( 31 ) Sąd odsyłający zauważa, że treść przepisu prawa niemieckiego dokonującego transpozycji art. 3 lit. u) dyrektywy 2003/87 opiera się właśnie na takiej wykładni (zobacz pkt 9 niniejszej opinii).

( 32 ) Oczywiście w sytuacji takiej jak rozpatrywana w postępowaniu głównym względami technicznymi podyktowana była nie tyle dostawa energii elektrycznej za wynagrodzeniem, lecz przyłączenie do publicznej sieci elektroenergetycznej. Względy techniczne nie uniemożliwiały instalacji bezpłatnej dostawy do sieci rozpatrywanej minimalnej ilości energii elektrycznej. Jednakże status wytwórcy energii elektrycznej przysługujący danej instalacji należy oceniać w świetle wytwarzanej przez nią energii elektrycznej przeznaczonej do sprzedaży osobom trzecim od dnia 1 stycznia 2005 r. – kilka lat przed przyjęciem dyrektywy 2009/29. Odnośne instalacje nie mogły zatem antycypować przyjęcia tego aktu i zrezygnować, jeżeli uznałyby to za korzystne, z wynagrodzenia za energię elektryczną dostarczoną osobom trzecim w celu uzyskania większej ilości bezpłatnych uprawnień.

( 33 ) Zobacz art. 10 ust. 1 dyrektywy 2003/87.

( 34 ) Zobacz motyw 15 dyrektywy 2009/29.

( 35 ) Zobacz wyrok z dnia 12 kwietnia 2018 r., PPC Power (C‑302/17, EU:C:2018:245, pkt 20 i przytoczone tam orzecznictwo).

( 36 ) Artykuł 10a ust. 11 dyrektywy 2003/87. Koncepcja całkowitego zniesienia uprawnień przyznawanych bezpłatnie przed 2027 r. została jednak podana w wątpliwość w związku z modyfikacjami w art. 10a i 10b dyrektywy 2003/87 wprowadzonymi przez art. 1 pkt 14 lit. k) i art. 1 pkt 15 dyrektywy 2018/410.

( 37 ) Zobacz wyrok z dnia 28 kwietnia 2016 r., Borealis Polyolefine i in., C‑191/14, C‑192/14, C‑295/14, C‑389/14 i od C‑391/14 do C‑393/14, EU:C:2016:311, pkt 70).

( 38 ) Zobacz art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87 oraz art. 10 ust. 9 akapit pierwszy decyzji 2011/278. Zgodnie z art. 15 ust. 3 tej decyzji jednolity międzysektorowy współczynnik korygujący jest wynikiem porównania między z jednej strony łączną ilością uprawnień przydzielonych przejściowo instalacjom przemysłowym w całej Unii, a z drugiej strony maksymalną roczną ilością bezpłatnych uprawnień dostępnych dla tych instalacji obliczoną zgodnie z art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87. Mechanizm ten został opisany w wyroku z dnia 28 kwietnia 2016 r., Borealis Polyolefine i in. (C‑191/14, C‑192/14, C‑295/14, C‑389/14 i od C‑391/14 do C‑393/14, EU:C:2016:311, pkt 60 i nast.).

( 39 ) Wniosku tego nie podważa propozycja zawarta w wytycznych w sprawie identyfikacji wytwórców energii elektrycznej (s. 5, pkt 11), zgodnie z którą w celu uniknięcia zbyt kosztownych i skomplikowanych badań państwo członkowskie musi przyjąć domniemanie, że nie miała miejsca sprzedaż energii elektrycznej, w przypadku gdy łączne zużycie energii elektrycznej w danej instalacji przekroczyło ilość wytworzonej energii elektrycznej w ujęciu rocznym. Propozycja ta, zresztą niewiążąca, skutkuje co najwyżej ustanowieniem wzruszalnego domniemania, które można obalić, jeżeli zostanie wykazane, że instalacja sprzedawała energię elektryczną osobom trzecim.

( 40 ) Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem akt prawny Unii powinien być interpretowany – tak dalece, jak to możliwe – w sposób, który nie podważa jego ważności, i w zgodzie z całością prawa pierwotnego. Zobacz w szczególności wyroki: z dnia 10 września 1996 r., Komisja/Niemcy (C‑61/94, EU:C:1996:313, pkt 52); z dnia 16 września 2010 r., Chatzi (C‑149/10, EU:C:2010:534, pkt 43); z dnia 15 lutego 2016 r., N. (C‑601/15 PPU, EU:C:2016:84, pkt 48).

( 41 ) Zobacz wniosek Komisji, s. 4, i ocena skutków, s. 18–23, 160, 161. Zobacz także dokument Komisji „Guidance on interpretation of Annex I of the EU ETS Directive (excl. aviation activities)” z dnia 18 marca 2010 r., https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/docs/guidance_interpretation_en.pdf, s. 11.

( 42 ) Zobacz ocena skutków, s. 21 oraz s. 35, 36. Prawodawca nie uznał za konieczne zdefiniowania pojęcia „emisji procesowych” w dyrektywie 2003/87, ponieważ dyrektywa ta stosuje się do wszystkich emisji CO2 wynikających z konkretnych działań wymienionych w załączniku I, niezależnie od tego, czy pochodzą z procesu spalania, czy z innych procesów przemysłowych. Pojęcie to zostało natomiast zdefiniowane w art. 3 pkt 30 rozporządzenia nr 601/2012 jako oznaczające „emisje gazów cieplarnianych inne niż emisje pochodzące z procesów spalania, występujące wskutek zarówno zamierzonych, jak i niezamierzonych reakcji między substancjami lub ich przemiany […]”. W celu uniknięcia nieporozumień w tym względzie pragnę zauważyć, że pojęcia „emisji z procesów technologicznych” w rozumieniu art. 3 pkt 30 rozporządzenia nr 601/2012 i „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” w rozumieniu art. 3 lit. h) decyzji 2011/278 pokrywają się jedynie częściowo. „Emisje procesowe” są w dużej mierze objęte wskaźnikami emisyjności dla produktów określonych w załączniku I do tej decyzji, mającymi zastosowanie do „podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów” zdefiniowanych w jej art. 3 lit. b).

( 43 ) Zatem w szczególności moja analiza nie przesądza kwestii, czy emisje CO2 związanego w paliwie wynikające z działania polegającego na spalaniu, takie jak emisje będące przedmiotem postępowania głównego, mogą stanowić „emisje z procesów technologicznych” w rozumieniu art. 3 pkt 30 rozporządzenia nr 601/2012 i zostać przypisane „podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe” z art. 3 lit. h) decyzji 2011/278. Problem ten jest przedmiotem pytań prejudycjalnych trzeciego i czwartego, które nie są objęte niniejszą opinią.

( 44 ) Wyroki: z dnia 16 grudnia 2008 r., Arcelor Atlantique et Lorraine i in. (C‑127/07, EU:C:2008:728, pkt 57, 60, 61); a także z dnia 21 czerwca 2018 r., Polska/Parlament i Rada (C‑5/16, EU:C:2018:483, pkt 112, 125).

( 45 ) Wyrok z dnia 16 grudnia 2008 r. (C‑127/07, EU:C:2008:728, pkt 58, 59, 63).

( 46 ) Zobacz pkt 70 niniejszej opinii.

( 47 ) Zobacz pkt 66 niniejszej opinii.

( 48 ) Zobacz pkt 88–98 niniejszej opinii.

( 49 ) Pojęcie „ryzyka ucieczki emisji” odnosi się do ryzyka przenoszenia działań wiążących się z dużą emisją gazów cieplarnianych, z powodu kosztów wynikających ze stosowania systemu handlu uprawnieniami do emisji, do krajów trzecich, gdzie działania te nie podlegają tego rodzaju ograniczeniom, co powoduje wzrost emisji na świecie. Zobacz motywy 24 i 25 dyrektywy 2009/29.

( 50 ) Decyzja Komisji z dnia 24 grudnia 2009 r. ustalająca, zgodnie z dyrektywą [2003/87], wykaz sektorów i podsektorów uważanych za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji (Dz.U. 2010, L 1, s. 10). Punkt 1.4 załącznika do tej decyzji, mającej zastosowanie w rozpatrywanym okresie, wymienia jako jeden z sektorów narażonych na znaczące ryzyko ucieczki emisji wydobywanie gazu ziemnego na podstawie kodu NACE‑4 (nomenklatury czterocyfrowej). Decyzję 2010/2 uchylono decyzją Komisji 2014/746/UE z dnia 27 października 2014 r. ustalającą, zgodnie z dyrektywą [2003/87], wykaz sektorów i podsektorów uważanych za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji na lata 2015–2019 (Dz.U. 2014, L 308, s. 114), której załącznik obejmuje w pkt 1.1 sektor wydobywania gazu ziemnego. Jak ExxonMobil podniosła na rozprawie, kod NACE‑4 odpowiadający wydobywaniu gazu ziemnego – 1110 w chwili zaistnienia okoliczności faktycznych sprawy, a obecnie 0620 – obejmuje odsiarczanie tego gazu. Zobacz strona internetowa Eurostatu: http://ec.europa.eu/eurostat/ramon/nomenclatures/index.cfm?TargetUrl=LST_NOM_DTL&StrNom=NACE_REV2&StrLanguageCode=EN&IntPcKey=18495674&StrLayoutCode= i https://ec.europa.eu/eurostat/documents/1965800/1978760/CORRESPONDENCETABLENACEREV.1.1-NACEREV.2.pdf/e8200936-c2f0–4202–8bda-99fbbfc422b4.

( 51 ) Artykuł 10a ust. 14 dyrektywy 2003/87 stanowi, że w celu określenia sektorów lub podsektorów narażonych na znaczące ryzyko ucieczki emisji „Komisja ocenia na poziomie [Unii] możliwości przeniesienia przez dany sektor lub podsektor […] kosztów bezpośrednich wymaganych uprawnień oraz kosztów pośrednich powodowanych wyższymi cenami energii wynikających z wprowadzenia w życie niniejszej dyrektywy, w [na] ceny produktów bez znaczącej utraty udziału rynkowego na korzyść instalacji poza [Unią], które cechuje większa emisyjność CO2”.

( 52 ) Zobacz pkt 88–98 niniejszej opinii.

( 53 ) Zastosowanie tego współczynnika ma miejsce przy obliczaniu przez państwa członkowskie rocznej liczby bezpłatnych uprawnień przydzielanych tymczasowo każdej z instalacji na ich terytorium (ostateczny przydział jest określany przez Komisję na późniejszym etapie). Do celów tego obliczenia historyczny poziom działania każdej z podinstalacji odnośnej instalacji jest wpierw mnożony albo przez wskaźnik emisyjności dla produktów, wskaźnik emisyjności oparty na cieple lub wskaźnik emisyjności oparty na paliwie, albo przez współczynnik 0,97 w przypadku podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe (zob. art. 10 ust. 2 decyzji 2011/278). Następnie uzyskaną w ten sposób wartość mnoży się albo przez współczynnik równy 0,8 w 2013 r. i obniżany każdego roku aż do osiągnięcia wartości 0,3 w roku 2020, albo przez współczynnik 1, jeżeli działania danej podinstalacji należą do sektora narażonego na znaczące ryzyko ucieczki emisji (zob. art. 10a ust. 11 i 12 dyrektywy 2003/87). Wreszcie suma wyników otrzymanych dla każdej podinstalacji stanowi tymczasową łączną roczną ilość bezpłatnych uprawnień dla danej instalacji (zob. art. 10 ust. 7 decyzji 2011/278).

( 54 ) Zgodnie z art. 9 ust. 4 i 5 decyzji 2011/278 historyczny poziom działalności podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub na paliwie jest określany bez uwzględniania mierzalnego ciepła lub zużycia paliw do produkcji energii elektrycznej.

( 55 ) Zobacz pkt 88–98 niniejszej opinii.

( 56 ) Opinia Komisji Przemysłu, Badań Naukowych i Energii, poprawka 22, dołączona do sprawozdania Komisji Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności z dnia 15 października 2008 r., dokument Parlamentu A6‑0406/2008, s. 105. Poprawka ta była uzasadniona następująco: „[…] Gałęziom przemysłu innym niż publiczni producenci energii elektrycznej trzeba pozostawić możliwość kierowania własną infrastrukturą energetyczną, w którą już zainwestowały […]. Autoproducenci, których w dyrektywie 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej określono jako »osob[y] fizyczn[e] lub prawn[e] wytwarzające energię elektryczną zasadniczo na swój własny użytek«, nie powinni być wyłączeni z rozdziału nieodpłatnych przydziałów”.

( 57 ) Artykuł 10a ust. 1 akapit trzeci i art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87 umożliwia również przydział bezpłatnych uprawnień w przypadkach przewidzianych w art. 10c tej dyrektywy. Przepis ten zezwala w niektórych sytuacjach państwom członkowskim na przydzielanie bezpłatnych uprawnień w zakresie przedsięwzięć służących modernizacji wytwarzania energii elektrycznej. Jak podkreśliła Komisja, Niemcy nie figurują wśród państw członkowskich kwalifikujących się do korzystania z tego odstępstwa. Zobacz sprawozdanie Komisji dla Parlamentu Europejskiego i Rady dotyczące funkcjonowania rynku uprawnień do emisji dwutlenku węgla, 1 lutego 2017 r., COM(2017) 48 final, s. 17.

( 58 ) Artykuł 10a ust. 8 dyrektywy 2003/87 odnosi się do wsparcia niektórych projektów wychwytywania i geologicznego składowania CO2 oraz projektów demonstracyjnych w zakresie innowacyjnych technologii energetyki odnawialnej.

( 59 ) Wyrok z dnia 28 kwietnia 2016 r., Borealis Polyolefine i in. (C‑191/14, C‑192/14, C‑295/14, C‑389/14 i od C‑391/14 do C‑393/14, EU:C:2016:311, pkt 66).

( 60 ) Zobacz pkt 69 niniejszej opinii.

( 61 ) Zobacz pkt 76 niniejszej opinii.

( 62 ) Zgodnie z motywem 19 dyrektywy 2009/29 „[a]by uniknąć zakłóceń konkurencji, wytwórcy energii elektrycznej mogą otrzymać bezpłatne uprawnienia w odniesieniu do emisji z produkcji ciepła i chłodzenia dystrybuowanego przez lokalne sieci ciepłownicze oraz za energię cieplną i chłodzenie uzyskiwane w ramach kogeneracji o wysokiej sprawności […], w przypadku gdy tego rodzaju energia cieplna wytwarzana przez instalacje w innych sektorach miałaby zostać objęta przydziałem bezpłatnych uprawnień”.

( 63 ) Zobacz wniosek Komisji, s. 9, 27. Zobacz także art. 1 oraz motywy 1 i 5 dyrektywy 2004/8.

( 64 ) Zobacz podobnie wyroki: z dnia 28 lutego 2018 r., Trinseo Deutschland (C‑577/16, EU:C:2018:127, pkt 68); z dnia 17 maja 2018 r., Evonik Degussa (C‑229/17, EU:C:2018:323, pkt 29).

( 65 ) Zobacz podobnie wyroki: z dnia 24 czerwca 1993 r., Dr Tretter (C‑90/92, EU:C:1993:264, pkt 11); z dnia 26 lutego 2002 r., Komisja/Boehringer (C‑32/00 P, EU:C:2002:119, pkt 53); z dnia 19 lipca 2012 r., Pie Optiek (C‑376/11, EU:C:2012:502, pkt 34).

( 66 ) Bez uszczerbku dla art. 10c dyrektywy 2003/87 (zob. przypis 57 niniejszej opinii).

( 67 ) Zobacz w szczególności wyrok z dnia 19 października 2017 r., Paper Consult (C‑101/16, EU:C:2017:775, pkt 65 i przytoczone tam orzecznictwo).

( 68 ) Zobacz w szczególności wyroki: z dnia 20 września 2001 r., Grzelczyk (C‑184/99, EU:C:2001:458, pkt 53); a także z dnia 19 października 2017 r., Paper Consult (C‑101/16, EU:C:2017:775, pkt 66 i przytoczone tam orzecznictwo).