Document ID: 32018L2001

Reference:
21.12.2018
PL
Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej
L 328/82
DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2018/2001
z dnia 11 grudnia 2018 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych
(wersja przekształcona)
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 194 ust. 2,
uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,
po przekazaniu projektu aktu ustawodawczego parlamentom narodowym,
uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego (1),
uwzględniając opinię Komitetu Regionów (2),
stanowiąc zgodnie ze zwykłą procedurą ustawodawczą (3),
a także mając na uwadze, co następuje:
(1)
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE (4) została kilkakrotnie znacząco zmieniona (5). Ze względu na konieczność dalszych zmian, dla zachowania przejrzystości, dyrektywę tę należy przekształcić.
(2)
Zgodnie z art. 194 ust. 1 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) wspieranie odnawialnych form energii jest jednym z celów unijnej polityki energetycznej. Cel ten jest realizowany przez niniejszą dyrektywę. Zwiększone stosowanie energii ze źródeł odnawialnych, zwanej także „energią odnawialną”, stanowi istotny element pakietu środków koniecznych do redukcji emisji gazów cieplarnianych i wypełnienia unijnych zobowiązań w ramach Porozumienia paryskiego z 2015 r. w sprawie zmian klimatu przyjętego na zakończenie 21. Konferencji Stron Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu (zwanego dalej „Porozumieniem paryskim”), a także realizacji unijnych ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030, w tym wiążącego celu Unii, jakim jest zmniejszenie do 2030 r. emisji o co najmniej 40 % w stosunku do poziomów z 1990 r. Unijny wiążący cel dotyczący energii odnawialnej na 2030 r. oraz wkłady państw członkowskich w realizację tego celu, w tym ich udziały bazowe w odniesieniu do ich krajowych celów ogólnych na 2020 r., należą do elementów mających nadrzędne znaczenie dla unijnej polityki energetycznej i środowiskowej. Inne tego rodzaju elementy umieszczono w określonych w niniejszej dyrektywie ramach na rzecz np. rozwoju ogrzewania i chłodzenia z wykorzystaniem energii odnawialnej oraz rozwoju odnawialnych paliw transportowych.
(3)
Zwiększone stosowanie energii ze źródeł odnawialnych ma również fundamentalne znaczenie dla promowania bezpieczeństwa dostaw energii, zrównoważonej energii po przystępnych cenach, rozwoju technologicznego i innowacji, a także wiodącej pozycji technologicznej i przemysłowej, przy jednoczesnym zapewnieniu korzyści środowiskowych, społecznych i zdrowotnych, jak również stworzeniu znaczących możliwości zatrudnienia i rozwoju regionalnego, zwłaszcza na obszarach wiejskich i odizolowanych, w regionach lub na terytoriach o niskiej gęstości zaludnienia lub objętych częściową dezindustrializacją.
(4)
W szczególności redukcja zużycia energii, zwiększające się udoskonalenia technologiczne, zachęty do korzystania z transportu publicznego i jego rozwoju, stosowanie technologii energooszczędnych oraz promowanie stosowania energii odnawialnej w sektorze energii elektrycznej, w sektorze ogrzewania i chłodzenia oraz w sektorze transportu są skutecznymi narzędziami, które, wraz ze środkami w zakresie efektywności energetycznej, służą redukcji emisji gazów cieplarnianych w Unii i uzależnienia Unii od energii.
(5)
W dyrektywie 2009/28/WE ustanowiono ramy regulacyjne dla promowania wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych wyznaczające krajowe cele, jakie należy osiągnąć do 2020 r., w zakresie udziału energii odnawialnej w ogólnym zużyciu energii i sektorze transportu. W komunikacie Komisji z dnia 22 stycznia 2014 r. pt. „Ramy polityczne na okres 2020–2030 dotyczące klimatu i energii” ustanowiono ramy przyszłej unijnej polityki klimatyczno-energetycznej i propagowano wspólne podejście do tworzenia tej polityki po roku 2020. Komisja zaproponowała, aby wyznaczony na 2030 r. unijny cel dotyczący udziału energii odnawialnej w zużyciu energii w Unii wynosił co najmniej 27 %. Propozycja ta została zatwierdzona przez Radę Europejską w jej konkluzjach z dnia 23 i 24 października 2014 r., w których wskazano, że państwa członkowskie powinny mieć możliwość wyznaczenia własnych, ambitniejszych celów krajowych, aby zrealizować swoje zaplanowane wkłady w unijny cel na 2030 r. i wykroczyć poza zakres tych celów.
(6)
W swoich rezolucjach z dnia 5 lutego 2014 r. pt. „Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030” oraz z dnia 23 czerwca 2016 r. pt. „Sprawozdanie z postępów w dziedzinie energii odnawialnej” Parlament Europejski poszedł jeszcze dalej niż Komisja w swojej propozycji, czy Rada w swoich konkluzjach i podkreślił, że w świetle Porozumienia paryskiego i niedawnej redukcji kosztów technologii związanej z energią odnawialną należałoby się wykazać znacznie większą ambicją.
(7)
Należy zatem uwzględnić ambicję wyrażoną w Porozumieniu paryskim, jak również rozwój technologiczny, w tym redukcję kosztów inwestycji w energię odnawialną.
(8)
Należy zatem ustanowić wiążący unijny cel osiągnięcia co najmniej 32-procentowego udziału energii odnawialnej. Ponadto, Komisja powinna ocenić, czy tej docelowej wartości nie należy zwiększyć w świetle znacznej redukcji kosztów produkcji energii odnawialnej, międzynarodowych zobowiązań Unii na rzecz obniżenia emisyjności lub w przypadku znacznego spadku zużycia energii w Unii. Państwa członkowskie powinny określić swój wkład w osiągnięcie tego celu w swoich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z procesem zarządzania określonym w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 (6).
(9)
Ustanowienie wiążącego unijnego celu dotyczącego energii odnawialnej na rok 2030 będzie nadal zachętą do rozwijania technologii pozwalających produkować energię odnawialną i gwarantujących pewność dla inwestorów. Cel wyznaczony na poziomie Unii dałby państwom członkowskim większą elastyczność w realizacji ich celów w zakresie redukcji emisji gazów cieplarnianych w sposób najbardziej opłacalny i z uwzględnieniem specyficznej sytuacji państw, ich miksów energetycznych i możliwości produkowania energii odnawialnej.
(10)
Aby zapewnić konsolidację rezultatów osiągniętych w ramach dyrektywy 2009/28/WE, krajowe cele wyznaczone na 2020 r. powinny stanowić minimalny wkład państw członkowskich w nowe ramy na 2030 r. Krajowe udziały energii odnawialnej nie powinny w żadnym wypadku spaść poniżej tego wkładu. Gdyby tak się stało, zainteresowane państwa członkowskie powinny zastosować właściwe środki zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2018/1999, aby zapewnić ponowne osiągnięcie tego udziału bazowego. Jeżeli dane państwo członkowskie nie utrzymuje swojego udziału bazowego w okresie 12 miesięcy, w ciągu 12 miesięcy od upływu tego okresu powinno ono przyjąć dodatkowe środki służące ponownemu osiągnięciu tego udziału bazowego. W przypadku gdy dane państwo członkowskie skutecznie przyjęło takie dodatkowe środki i spełniło swój obowiązek ponownego osiągnięcia udziału bazowego, należy uznać, że spełniło ono obowiązkowe wymogi w zakresie udziału bazowego na podstawie niniejszej dyrektywy i rozporządzenia (UE) 2018/1999 w całym odnośnym okresie. Nie można zatem uznać, że dane państwo członkowskie nie spełniło swojego obowiązku zachowania udziału bazowego w okresie, w którym wystąpiła rozbieżność. Zarówno ramy dotyczące 2020 r., jak i 2030 r. służą realizacji celów środowiskowych i celów polityki energetycznej Unii.
(11)
Państwa członkowskie powinny zastosować dodatkowe środki, w razie gdyby udział energii odnawialnej na poziomie Unii nie był zgodny z unijnym dążeniem do osiągnięcia co najmniej 32-procentowego udziału energii odnawialnej. Na podstawie rozporządzenia (UE) 2018/1999 Komisja może podejmować środki na poziomie Unii w celu zapewnienia osiągnięcia wyznaczonego celu, jeżeli podczas oceny zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu stwierdzi ona istnienie rozbieżności między planowanym a pożądanym zwiększeniem udziału energii odnawialnej. Jeżeli podczas oceny zintegrowanych krajowych sprawozdań dotyczących energii i klimatu Komisja stwierdzi istnienie rozbieżności w poziomie realizacji celu, państwa członkowskie powinny zastosować środki określone w rozporządzeniu (UE) 2018/1999, w celu usunięcia tej rozbieżności.
(12)
Aby wspierać ambitny wkład państw członkowskich w realizację unijnego celu, należy utworzyć w tych państwach ramy finansowe mające na celu ułatwienie inwestycji w projekty dotyczące energii odnawialnej, w tym w drodze zastosowania instrumentów finansowych.
(13)
Przy przydziale środków Komisja powinna skoncentrować się na zmniejszeniu kosztu kapitału przy projektach dotyczących energii odnawialnej, ponieważ koszt ten ma istotny wpływ na koszt projektów dotyczących energii odnawialnej i na ich konkurencyjność, a także skupić się na rozwoju podstawowej infrastruktury służącej zwiększonemu, technicznie wykonalnemu i ekonomicznie opłacalnemu rozpowszechnianiu energii odnawialnej, takiej jak infrastruktura sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, sieci inteligentne i połączenia międzysystemowe.
(14)
Komisja powinna ułatwiać wymianę najlepszych praktyk pomiędzy właściwymi organami i instytucjami krajowymi i regionalnymi, np. organizując regularne spotkania, w celu znalezienia wspólnej metody zwiększenia popularności opłacalnych projektów dotyczących energii odnawialnej. Komisja powinna również zachęcać do inwestycji w nowe, elastyczne i czyste technologie oraz opracować odpowiednią strategię zarządzania wycofywaniem technologii, które nie przyczyniają się do redukcji emisji lub nie zapewniają dostatecznej elastyczności na podstawie przejrzystych kryteriów i wiarygodnych rynkowych sygnałów cenowych.
(15)
W rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) 1099/2008 (7) oraz w dyrektywach Parlamentu Europejskiego i Rady 2001/77/WE (8) i 2003/30/WE (9) oraz w dyrektywie 2009/28/WE ustanowiono definicje różnych rodzajów energii ze źródeł odnawialnych. W prawie Unii dotyczącym wewnętrznego rynku energii ustanowiono definicje dotyczące ogólnie sektora energii elektrycznej. W interesie jasności i pewności prawa właściwe jest zastosowanie tych definicji w niniejszej dyrektywie.
(16)
Systemy wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, zwanej również „odnawialną energią elektryczną”, okazały się skutecznym sposobem promowania odnawialnej energii elektrycznej. Jeżeli państwa członkowskie zdecydują się na wdrożenie programów wsparcia, wsparcie to powinno być udzielane w formie, która spowodowałaby jak najmniej zakłóceń w funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej. W tym celu coraz więcej państw członkowskich przyznaje wsparcie w formie wsparcia udzielanego dodatkowo w stosunku do przychodów generowanych na rynku i wprowadza rynkowe systemy służące określeniu niezbędnego poziomu wsparcia. Wraz z krokami służącymi przystosowaniu rynku do zwiększenia udziału energii odnawialnej, wsparcie takie jest kluczowym elementem zwiększania włączania odnawialnej energii elektrycznej do rynku, przy uwzględnieniu różnych zdolności małych i dużych producentów do reagowania na sygnały rynkowe.
(17)
Małe instalacje mogą być bardzo przydatne dla zwiększenia społecznej akceptacji oraz zapewnienia wdrożenia projektów dotyczących energii odnawialnej, w szczególności na poziomie lokalnym. Aby zapewnić uczestnictwo takich małych instalacji, niezbędne mogą być jeszcze szczególne warunki, w tym taryfy gwarantowane, w celu zapewnienia pozytywnego stosunku kosztów do korzyści, zgodnie z prawem Unii dotyczącym rynku energii elektrycznej. Definicja małych instalacji do celów uzyskania takiego wsparcia jest istotna dla zapewnienia pewności prawa dla inwestorów. Definicje małych instalacji zawarte są w przepisach o pomocy państwa.
(18)
Na podstawie art. 108 TFUE Komisja ma wyłączną kompetencję do oceny zgodności środków pomocy państwa z rynkiem wewnętrznym, które to środki państwa członkowskie mogą wprowadzić, w celu wykorzystywania energii ze źródeł odnawialnych. Ocena ta jest przeprowadzana na podstawie art. 107 ust. 3 TFUE oraz zgodnie z odpowiednimi przepisami i wytycznymi, które Komisja może przyjąć w tym celu. Niniejsza dyrektywa pozostaje bez uszczerbku dla tej wyłącznej kompetencji Komisji przyznanej na mocy TFUE.
(19)
Energia elektryczna ze źródeł odnawialnych powinna być wdrażana przy najniższych możliwych kosztach dla konsumentów i podatników. Przy opracowywaniu systemów wsparcia i przy przyznawaniu wsparcia państwa członkowskie powinny dążyć do zminimalizowania ogólnych systemowych kosztów wdrażania zgodnie ze ścieżką obniżania emisyjności przy osiąganiu celu w zakresie gospodarki niskoemisyjnej na 2050 r. Mechanizmy rynkowe, takie jak postępowania o udzielenie zamówienia, okazały się w wielu okolicznościach skuteczne w zmniejszaniu kosztów wsparcia na konkurencyjnych rynkach. Jednak w szczególnych okolicznościach postępowania o udzielenie zamówienia niekoniecznie mogą prowadzić do skutecznego kształtowania cen. Konieczne może być zatem rozważenie wyważonych odstępstw w celu zapewnienia opłacalności i zminimalizowania ogólnych kosztów wsparcia. W szczególności państwa członkowskie powinny być uprawnione do przyznawania odstępstw od postępowań o udzielenie zamówienia i marketingu bezpośredniego w odniesieniu do małych instalacji i projektów demonstracyjnych, tak by uwzględnić ich bardziej ograniczone możliwości. Ponieważ Komisja ocenia zgodność wsparcia na rzecz energii odnawialnej z rynkiem wewnętrznym w poszczególnych przypadkach, takie odstępstwa powinny być zgodne z odpowiednimi progami określonymi w najbardziej aktualnych wytycznych Komisji w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią. W wytycznych na lata 2014–2020 progi te wynosiły 1 MW (i 6 MW lub 6 jednostek wytwórczych w przypadku energii wiatrowej) i 500 kW (i 3 MW lub 3 jednostki wytwórcze w przypadku energii wiatrowej), jeśli chodzi o odstępstwa od, odpowiednio, postępowań o udzielenie zamówienia i marketingu bezpośredniego. W celu zwiększenia skuteczności postępowań o udzielenie zamówienia i zminimalizowania ogólnych kosztów wsparcia, postępowania o udzielenie zamówienia powinny być zasadniczo dostępne w sposób niedyskryminacyjny dla wszystkich producentów energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Państwa członkowskie rozwijające swoje systemy wsparcia mogą ograniczyć postępowania o udzielenie zamówienia do konkretnych technologii, gdy zachodzi potrzeba uniknięcia nieoptymalnych wyników w zakresie ograniczeń sieciowych i stabilności sieci, kosztów włączenia do systemu, potrzeby osiągnięcia zróżnicowania miksu energetycznego oraz w zakresie długoterminowego potencjału technologii.
(20)
W swoich konkluzjach z dnia 23 i 24 października 2014 r. w sprawie ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030 Rada Europejska podkreśliła znaczenie połączonego wzajemnie w większym stopniu wewnętrznego rynku energii oraz potrzebę dostatecznego wsparcia integracji rosnących poziomów energii odnawialnej o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji i umożliwienia w ten sposób Unii zrealizowania jej ambicji dotyczącej bycia liderem w transformacji energetyki. Dlatego należy jak najszybciej zwiększyć ilość połączeń międzysystemowych i poczynić postępy w realizacji celów Rady Europejskiej, tak by maksymalnie wykorzystać cały potencjał unii energetycznej.
(21)
Opracowując systemy wsparcia na rzecz odnawialnych źródeł energii, państwa członkowskie powinny rozważyć dostępną zrównoważoną podaż biomasy i należycie uwzględnić zasady gospodarki o obiegu zamkniętym i zasady hierarchii postępowania z odpadami określone w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/98/WE (10), aby uniknąć niepotrzebnych zakłóceń na rynkach surowców. Zapobieganie powstawaniu odpadów i recykling odpadów powinny być traktowane priorytetowo. Państwa członkowskie powinny unikać tworzenia systemów wsparcia, które byłyby sprzeczne z celami dotyczącymi postępowania z odpadami i które prowadziłyby do nieefektywnego wykorzystywania odpadów podlegających recyklingowi.
(22)
Państwa członkowskie mają różny potencjał w zakresie energii odnawialnej i na poziomie krajowym posługują się różnymi systemami wsparcia. Większość państw członkowskich stosuje systemy wsparcia, w których korzyści wiążą się wyłącznie ze stosowaniem energii ze źródeł odnawialnych wyprodukowanej na ich terytorium. Aby krajowe systemy wsparcia funkcjonowały właściwie, niezbędna jest dalsza możliwość kontrolowania przez państwa członkowskie skutków i kosztów krajowych systemów wsparcia w zależności od ich zróżnicowanego potencjału. Jednym z ważnych środków służących realizacji celu niniejszej dyrektywy pozostaje zagwarantowanie właściwego funkcjonowania krajowych systemów wsparcia na podstawie dyrektyw 2001/77/WE i 2009/28/WE, aby zachować zaufanie inwestorów oraz pozwolić państwom członkowskim na opracowanie skutecznych środków krajowych pozwalających zrealizować ich odpowiednie wkłady do unijnego celu na 2030 r. w zakresie energii odnawialnej oraz jakikolwiek cel krajowy, który sobie wyznaczą. Niniejsza dyrektywa powinna ułatwić transgraniczne wspieranie energii odnawialnej bez nieproporcjonalnego wpływania na krajowe systemy wsparcia.
(23)
Otwarcie systemów wsparcia dla uczestników transgranicznych zmniejsza negatywne skutki dla wewnętrznego rynku energii i może, pod pewnymi warunkami, pomóc państwom członkowskim w osiągnięciu unijnego celu w sposób bardziej opłacalny. Wymiar transgraniczny jest również naturalnym następstwem rozwoju unijnej polityki w dziedzinie energii odnawialnej, wspierającym konwergencję i współpracę na rzecz realizacji wiążącego celu unijnego. Należy zatem zachęcać państwa członkowskie do otwierania możliwości uzyskiwania wsparcia dla projektów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich i do określenia kilku sposobów realizacji takiego stopniowego otwierania przy zapewnieniu zgodności z TFUE, w szczególności jego art. 30, 34 i 110. Nie można śledzić przepływów energii elektrycznej, dlatego należy powiązać takie otwarcie systemów wsparcia dla uczestników transgranicznych z udziałami reprezentującymi aspirację związaną z rzeczywistymi poziomami fizycznych połączeń międzysystemowych i umożliwić państwom członkowskim ograniczanie ich otwartych systemów wsparcia do państw członkowskich, z którymi mają one bezpośrednie połączenie sieciowe, jako praktyczny zastępnik wykazania istnienia fizycznych przepływów między państwami członkowskimi. Nie powinno to jednak w żaden sposób wpływać negatywnie na międzystrefowe czy transgraniczne funkcjonowanie rynków energii elektrycznej.
(24)
W celu zapewnienia, aby otwarcie systemów wsparcia było wzajemne i przynosiło obopólne korzyści, uczestniczące państwa członkowskie powinny podpisać umowę o współpracy. Państwa członkowskie powinny utrzymać kontrolę nad tempem rozpowszechniania mocy odnawialnej energii elektrycznej na ich terytorium, tak aby w szczególności uwzględnić związane z tym koszty włączenia i potrzebne inwestycje w sieci. Państwa członkowskie powinny mieć zatem możliwość ograniczenia udziału instalacji znajdujących się na ich terytorium do ofert otwartych dla nich przez inne państwa członkowskie. Te umowy o współpracy powinny obejmować wszystkie odpowiednie elementy, takie jak sposób rozliczania kosztów projektu budowanego przez państwo członkowskie na terytorium innego państwa członkowskiego, w tym wydatki związane ze wzmocnieniem sieci, transferami energii, zdolnościami w zakresie magazynowania i rezerw, a także z ewentualnymi zatorami w sieci. Państwa członkowskie powinny uwzględnić w tych umowach środki, które mogą umożliwić opłacalne włączenie takich dodatkowych mocy odnawialnej energii elektrycznej, niezależnie od tego czy mają one charakter regulacyjny (np. związane ze strukturą rynku), czy też zapewniają dodatkowe inwestycje w różne źródła elastyczności (np. połączenia międzysystemowe, magazynowanie, reagowanie na popyt lub elastyczna produkcja).
(25)
Państwa członkowskie powinny unikać sytuacji zakłóceń powodujących przywóz na szeroką skalę zasobów z państw trzecich. W tym kontekście należy wziąć pod uwagę i promować podejście uwzględniające cykl życia.
(26)
Państwa członkowskie powinny zapewnić, by społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej mogły uczestniczyć w dostępnych systemach wsparcia na równych warunkach z dużymi uczestnikami. W tym celu państwa członkowskie powinny mieć możliwość podejmowania środków, takich jak udzielanie informacji, wsparcia technicznego i finansowego, ograniczanie wymogów administracyjnych, włączanie do przetargów kryteriów zorientowanych na społeczności, ustanawianie dostosowanych okresów składania ofert dla społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej lub dopuszczanie wynagradzania tych społeczności poprzez wsparcie bezpośrednie, jeżeli spełniają one wymogi dotyczące małych instalacji.
(27)
Podczas planowania infrastruktury potrzebnej do produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych należy uwzględnić strategie dotyczące uczestnictwa tych, których te projekty dotyczą, w szczególności ludności lokalnej.
(28)
Konsumenci powinni otrzymywać kompleksowe informacje, w tym informacje na temat efektywności energetycznej systemów ogrzewania i chłodzenia oraz niższych kosztów eksploatacji pojazdów elektrycznych, tak by mogli dokonywać indywidualnych wyborów konsumenckich w odniesieniu do energii odnawialnej i uniknąć blokady technologicznej.
(29)
Bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE polityka wspierania energii odnawialnej powinna być przewidywalna i stabilna i powinna unikać częstych lub mających moc wsteczną zmian. Nieprzewidywalność i niestabilność polityki mają bezpośredni wpływ na koszty finansowania kapitału, koszty opracowywania projektów, a zatem na ogólne koszty wprowadzania energii odnawialnej w Unii. Państwa członkowskie powinny zapobiegać sytuacjom, w których weryfikacja wsparcia udzielonego projektom dotyczącym energii odnawialnej miałaby negatywny wpływ na rentowność tych projektów. W tym kontekście państwa członkowskie powinny wspierać racjonalne pod względem kosztów polityki wsparcia i zapewniać ich finansową stabilność. Co więcej, publikowany powinien być długoterminowy orientacyjny harmonogram, obejmujący najważniejsze aspekty oczekiwanego wsparcia, który jednak nie wpływałby na swobodę państw członkowskich co do przydziału środków z budżetu w latach objętych tym harmonogramem.
(30)
Obowiązki państw członkowskich w zakresie sporządzania planów działania w dziedzinie energii odnawialnej i sprawozdań z postępów oraz obowiązek Komisji dotyczący składania sprawozdań z postępów państw członkowskich mają zasadnicze znaczenie, ponieważ pozwalają zwiększyć przejrzystość, zapewnić jasne informacje dla inwestorów i konsumentów oraz prowadzić skuteczne monitorowanie. W rozporządzeniu (UE) 2018/1999 obowiązki te zostały włączone do systemu zarządzania unią energetyczną, w którym usprawniono obowiązki w zakresie planowania, sprawozdawczości i monitorowania w dziedzinie energii i klimatu. Platforma przejrzystości w dziedzinie energii odnawialnej została również włączona do szerszej platformy internetowej wprowadzonej w tym rozporządzeniu.
(31)
Konieczne jest zapewnienie przejrzystych i jednoznacznych zasad obliczania udziału energii ze źródeł odnawialnych i definiowania takich źródeł.
(32)
Na potrzeby niniejszej dyrektywy przy obliczaniu wkładu energii elektrycznej pochodzącej z elektrowni wodnych i wiatrowych wpływ zmiennych warunków klimatycznych powinien być łagodzony przez zastosowanie zasady normalizacji. Ponadto energii elektrycznej wyprodukowanej w elektrowniach szczytowo-pompowych wykorzystujących wodę, która została wcześniej wpompowana w górę, nie powinno uznawać się za odnawialną energię elektryczną.
(33)
Pompy ciepła umożliwiające wykorzystanie energii otoczenia i energii geotermalnej na użytecznym poziomie temperatury lub systemy zapewniające chłodzenie potrzebują do funkcjonowania energii elektrycznej lub innej dodatkowej energii. Dlatego energia używana do zasilania tych systemów powinna być odejmowana od całkowitej użytecznej energii lub energii pobranej z tego obszaru. Jedynie systemy ogrzewania i chłodzenia, w których wydajność lub energia pobrana z danego obszaru znacząco przekraczają pierwotną energię potrzebną do ich zasilania, powinny być uwzględniane. Systemy chłodzące przyczyniają się do zużycia energii w państwach członkowskich i dlatego w metodach obliczania należy uwzględnić udział, jaki w takich systemach we wszystkich sektorach będących odbiorcą końcowym stanowi energia odnawialna.
(34)
Systemy pasywne wykorzystują konstrukcję budynków do spożytkowania energii. Tę energię uważa się ze energię zaoszczędzoną. Aby uniknąć podwójnego liczenia, energii spożytkowanej w ten sposób nie powinno się brać pod uwagę do celów niniejszej dyrektywy.
(35)
W niektórych państwach członkowskich lotnictwo ma duży udział w końcowym zużyciu energii brutto. W świetle obecnych ograniczeń technologicznych i regulacyjnych, które uniemożliwiają komercyjne stosowanie biopaliw w lotnictwie, należy zapewnić tym państwom członkowskim częściowe zwolnienie w zakresie obliczania końcowego zużycia energii brutto w krajowym sektorze transportu lotniczego w celu umożliwienia im wyłączenia z tego obliczenia ilości, o którą przekraczają o 1,5 raza średnią wartość końcowego zużycia energii brutto w lotnictwie w Unii w 2005 r. według ustaleń Eurostatu, tj. 6,18 %. Ze względu na swój wyspiarski i peryferyjny charakter, Cypr i Malta opierają się w szczególności na lotnictwie jako środku transportu, który ma podstawowe znaczenie dla ich obywateli i gospodarki. Wskutek tego ich końcowe zużycie energii brutto w krajowym sektorze transportu lotniczego jest niewspółmiernie wysokie, tj. ponad trzy razy wyższe od unijnej średniej w 2005 r. Państwa te są zatem niewspółmiernie dotknięte obecnymi ograniczeniami technologicznymi i regulacyjnymi. Należy zatem zapewnić, aby państwa te korzystały ze zwolnienia obejmującego ilość, o jaką przekraczają one średnią wartość końcowego zużycia energii brutto w lotnictwie w Unii w 2005 r. według ustaleń Eurostatu, tj. 4,12 %.
(36)
W komunikacie Komisji z dnia 20 lipca 2016 r. pt. „Europejska strategia na rzecz mobilności niskoemisyjnej” podkreślono szczególne znaczenie, jakie dla sektora lotnictwa w perspektywie średnioterminowej mają zaawansowane biopaliwa i odnawialne ciekłe i gazowe paliwa pochodzenia niebiologicznego.
(37)
W celu zapewnienia, aby wykaz surowców do produkcji zaawansowanych biopaliw, innych biopaliw oraz biogazu zawarty w załączniku do niniejszej dyrektywy uwzględniał zasady hierarchii postępowania z odpadami określone w dyrektywie 2008/98/WE, unijne kryteria zrównoważonego rozwoju oraz potrzebę zapewnienia, aby załącznik ten nie powodował dodatkowego zapotrzebowania na grunty w związku z promowaniem wykorzystywania odpadów i pozostałości, Komisja przy regularnej ocenie tego załącznika powinna rozważyć uwzględnienie dodatkowych surowców, które nie powodują istotnych zakłóceń na rynkach produktów (ubocznych), odpadów ani pozostałości.
(38)
Aby stworzyć możliwości zmniejszenia kosztów osiągnięcia unijnego celu określonego w niniejszej dyrektywie oraz aby państwa członkowskie mogły w sposób elastyczny przestrzegać swojego obowiązku nieobniżania swoich celów po roku 2020 poniżej poziomu krajowych celów na 2020 r., należy ułatwić używanie w państwach członkowskich energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych w innych państwach członkowskich oraz umożliwić państwom członkowskim uwzględnianie energii ze źródeł odnawialnych zużytej w innych państwach członkowskich na poczet swojego udziału energii odnawialnej. Z tego powodu Komisja powinna utworzyć unijną platformę ds. rozwoju odnawialnych źródeł energii (zwaną dalej „URDP”) umożliwiającą obrót udziałami energii odnawialnej między państwami członkowskimi w uzupełnieniu dwustronnych umów o współpracy. URDP ma na celu uzupełnienie dobrowolnego otwarcia systemów wsparcia dla projektów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich. Umowy między państwami członkowskimi obejmują transfery statystyczne, wspólne projekty pomiędzy państwami członkowskimi lub wspólne systemy wsparcia.
(39)
Należy zachęcać państwa członkowskie do prowadzenia wszelkich odpowiednich form współpracy w związku z celami określonymi w niniejszej dyrektywie oraz do informowania obywateli o korzyściach wynikających ze stosowania mechanizmów współpracy. Taka współpraca może być prowadzona dwustronnie lub wielostronnie na wszystkich poziomach. Oprócz mechanizmów mających wpływ na obliczanie oraz wypełnianie celów w zakresie udziału energii odnawialnej i przewidzianych wyłącznie niniejszą dyrektywą, mianowicie transferów statystycznych między państwami członkowskimi, niezależnie od tego czy są one dokonywane dwustronnie, czy za pośrednictwem URDP, wspólnych projektów i wspólnych systemów wsparcia, współpraca może również przyjąć postać na przykład wymiany informacji i najlepszych praktyk, przewidzianej w szczególności w e-platformie ustanowionej rozporządzeniem (UE) 2018/1999, oraz dobrowolnej koordynacji wszystkich rodzajów systemów wsparcia.
(40)
Powinna istnieć możliwość zaliczania przywożonej energii elektrycznej, wyprodukowanej poza terytorium Unii z odnawialnych źródeł, na poczet udziałów energii odnawialnej w państwach członkowskich. Aby zagwarantować odpowiednie skutki zastępowania energii nieodnawialnej energią odnawialną w Unii, a także w państwach trzecich, należy zapewnić, aby taki przywóz mógł być w miarodajny sposób prześledzony i rozliczony. Uwzględnione zostaną umowy z państwami trzecimi dotyczące organizacji takiego handlu odnawialną energią elektryczną. Jeżeli na mocy odpowiedniej decyzji podjętej w ramach Traktatu o Wspólnocie Energetycznej (11) umawiające się strony tego traktatu są związane przepisami niniejszej dyrektywy, zastosowanie powinny mieć środki współpracy między państwami członkowskimi przewidziane w niniejszej dyrektywie.
(41)
W przypadku gdy państwa członkowskie podejmują z państwem trzecim lub państwami trzecimi wspólne projekty dotyczące produkcji odnawialnej energii elektrycznej, te wspólne projekty powinny dotyczyć wyłącznie nowo powstających instalacji lub instalacji, których moc została niedawno zwiększona. Pomoże to zapewnić, aby udział energii ze źródeł odnawialnych w całkowitym krajowym zużyciu energii w państwach trzecich nie został ograniczony w związku z przywozem energii ze źródeł odnawialnych do Unii.
(42)
Oprócz ustanowienia unijnych ram promowania energii ze źródeł odnawialnych, niniejsza dyrektywa przyczynia się również do potencjalnego pozytywnego wpływu, jaki Unia i państwa członkowskie mogą wywierać na pobudzanie rozwoju sektora energii odnawialnej w państwach trzecich. W pełnym poszanowaniu prawa międzynarodowego Unia i państwa członkowskie powinny wspierać badania, rozwój i inwestycje w produkcję energii odnawialnej w krajach rozwijających się i innych krajach partnerskich, umacniając tym samym ich zrównoważenie środowiskowe i gospodarcze oraz ich zdolność wywozu energii odnawialnej.
(43)
Przy stosowaniu przepisów w odniesieniu do szczegółowych projektów procedura stosowana do celów wydawania zezwoleń, certyfikatów i koncesji w przypadku elektrowni wykorzystujących energię odnawialną musi być obiektywna, przejrzysta, niedyskryminująca i proporcjonalna. W szczególności należy unikać wszelkich zbędnych obciążeń, które mogłyby wynikać z zaklasyfikowania projektów dotyczących energii odnawialnej jako instalacji stwarzających duże zagrożenie dla zdrowia.
(44)
Z uwagi na korzyści płynące z szybkiego zastosowania energii ze źródeł odnawialnych oraz z uwagi na jej zrównoważony charakter i korzystny wpływ na środowisko państwa członkowskie, stosując przepisy administracyjne lub planując struktury i przepisy prawne dotyczące wydawania koncesji w przypadku instalacji w odniesieniu do redukcji i kontroli zanieczyszczeń z zakładów przemysłowych, walki z zanieczyszczeniem powietrza lub zapobiegania przedostawaniu się niebezpiecznych substancji do środowiska lub minimalizacji tego procesu, powinny uwzględnić wkład energii ze źródeł odnawialnych w realizację celów związanych z ochroną środowiska i zmianami klimatu, zwłaszcza w porównaniu z instalacjami produkującymi energię ze źródeł nieodnawialnych.
(45)
Należy zagwarantować spójność między celami niniejszej dyrektywy oraz innym prawem Unii dotyczącym ochrony środowiska. W szczególności w trakcie procedur oceny, planowania lub wydawania koncesji w przypadku instalacji produkujących energię odnawialną państwa członkowskie powinny uwzględniać całość prawa Unii dotyczącego ochrony środowiska, a także udział energii ze źródeł odnawialnych w spełnianiu celów dotyczących środowiska i zmiany klimatu, zwłaszcza w porównaniu z instalacjami produkującymi energię ze źródeł nieodnawialnych.
(46)
Energia geotermalna jest istotnym lokalnym odnawialnym źródłem energii, w przypadku którego emisje są zazwyczaj niższe niż w przypadku paliw kopalnych, a emisje niektórych rodzajów elektrowni geotermalnych są bliskie zeru. Niemniej jednak w zależności od charakterystyki geologicznej danego obszaru produkcja energii geotermalnej może uwalniać gazy cieplarniane i inne szkodliwe dla zdrowia i środowiska substancje z podziemnych płynów i innych podziemnych formacji geologicznych. Komisja powinna zatem ułatwiać rozwój energii geotermalnej jedynie, gdy ma to niewielkie oddziaływanie na środowisko i prowadzi do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w porównaniu ze źródłami nieodnawialnymi.
(47)
Na poziomie krajowym, regionalnym i, w stosownych przypadkach, lokalnym, zasady i obowiązki dotyczące minimalnych wymogów dotyczących stosowania energii ze źródeł odnawialnych w nowych i wyremontowanych budynkach doprowadziły do znacznego wzrostu użytkowania energii ze źródeł odnawialnych. Działania te powinny być wspierane w szerszym kontekście unijnym, podobnie jak bardziej wydajne zastosowania wykorzystujące energię ze źródeł odnawialnych w połączeniu z oszczędnością energii i środkami w zakresie efektywności energetycznej w przepisach i kodeksach budowlanych.
(48)
W celu ułatwienia i przyspieszenia ustalania minimalnych poziomów zużycia energii ze źródeł odnawialnych w budynkach obliczanie tych minimalnych poziomów w nowych i istniejących budynkach poddawanych generalnemu remontowi powinno zapewnić wystarczającą podstawę do oceny tego, czy włączenie minimalnych poziomów energii odnawialnej jest wykonalne pod względem technicznym, funkcjonalnym i ekonomicznym. Państwa członkowskie, aby spełnić te wymogi, powinny umożliwić między innymi stosowanie efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego, albo – w przypadku gdy systemy ciepłownicze i chłodnicze nie są dostępne – innej infrastruktury energetycznej.
(49)
W celu zapewnienia, aby środki krajowe służące rozwojowi ogrzewania i chłodzenia z wykorzystaniem energii odnawialnej opierały się na kompleksowym rozpoznawaniu i analizie krajowego potencjału w zakresie energii odnawialnej i odpadowej oraz aby środki takie zapewniały większy udział odnawialnych źródeł energii, przez wspieranie między innymi innowacyjnych technologii, takich jak pompy ciepła, technologie w zakresie energii geotermalnej i energii słonecznej termicznej, oraz ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w zużyciu energii, należy zobowiązać państwa członkowskie do przeprowadzenia oceny ich potencjału w zakresie energii ze źródeł odnawialnych oraz wykorzystania ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w sektorze ogrzewania i chłodzenia, w szczególności, w celu promowania energii ze źródeł odnawialnych w instalacjach grzewczych i chłodniczych oraz promowania konkurencyjnego i efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego. Warunkiem zapewnienia spójności z wymogami w zakresie efektywności energetycznej dotyczącymi ogrzewania i chłodzenia oraz zmniejszenia obciążeń administracyjnych jest włączenie wspomnianej oceny do kompleksowych ocen, które są przeprowadzane i o których powiadamia się na podstawie art. 14 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE (12).
(50)
Zostało wykazane, że brak przejrzystych przepisów i koordynacji między poszczególnymi organami wydającymi zezwolenia utrudnia wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych. Udzielanie przez punkt obsługi administracyjnej wskazówek wnioskodawcom podczas administracyjnych procedur składania wniosków o zezwolenie i wydawania zezwoleń ma na celu zmniejszenie ich złożoności dla podmiotów realizujących projekty oraz podniesienie wydajności i przejrzystości, w tym odnośnie do prosumentów energii odnawialnej i społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej. Takie wskazówki należy przekazywać na odpowiednim poziomie zarządzania, z uwzględnieniem specyfiki poszczególnych państw członkowskich. Pojedyncze punkty kontaktowe powinny prowadzić wnioskodawcę przez wszystkie etapy procedury administracyjnej i ułatwiać ją, tak by wnioskodawca nie musiał kontaktować się z innymi organami administracji, w celu ukończenia procedury wydawania zezwoleń, chyba że wnioskodawca chce to uczynić.
(51)
Długotrwałe procedury administracyjne stanowią poważną barierę administracyjną i są kosztowne. Uproszczenie administracyjnych procedur wydawania zezwoleń w połączeniu z jednoznacznymi terminami wydawania decyzji przez organy właściwe w sprawach wydawania, na podstawie wypełnionych wniosków, zezwoleń dla instalacji wytwarzania energii elektrycznej, powinno podnieść efektywność procedur, obniżając tym samym koszty administracyjne. Należy udostępnić podręcznik procedur, aby ułatwić rozumienie procedur podmiotom realizującym projekty i obywatelom chcącym inwestować w energię odnawialną. Aby zgodnie z celami określonymi w niniejszej dyrektywie wspierać rozpowszechnianie energii odnawialnej wśród mikroprzedsiębiorstw oraz małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP), a także wśród poszczególnych obywateli, w przypadku małych projektów dotyczących energii odnawialnej, w tym projektów zdecentralizowanych, takich jak dachowe instalacje solarne, należy ustanowić procedurę zwykłego powiadomienia właściwych organów o podłączeniach do sieci. W odpowiedzi na rosnącą potrzebę rozbudowy źródła energii w przypadku istniejących elektrowni produkujących energię odnawialną należy wprowadzić uproszczone procedury wydawania zezwoleń. Niniejsza dyrektywa, a w szczególności jej przepisy dotyczące organizacji i czasu trwania administracyjnej procedury wydawania zezwoleń, powinny mieć zastosowanie z zastrzeżeniem prawa międzynarodowego i prawa Unii, w tym przepisów dotyczących ochrony środowiska i zdrowia ludzkiego. Jeżeli jest to należycie uzasadnione ze względu na wystąpienie nadzwyczajnych okoliczności, powinno być możliwe wydłużenie pierwotnych ram czasowych maksymalnie o jeden rok.
(52)
Luki informacyjne i szkoleniowe, zwłaszcza w sektorze ogrzewania i chłodzenia, powinny zostać usunięte, aby zachęcić do wykorzystywania energii ze źródeł odnawialnych.
(53)
W zakresie, w jakim dostęp do zawodu instalatora lub wykonywanie tego zawodu podlegają regulacjom, warunki uznawania kwalifikacji zawodowych są ustanowione dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2005/36/WE (13). Dlatego niniejsza dyrektywa ma zastosowanie bez uszczerbku dla dyrektywy 2005/36/WE.
(54)
Podczas gdy dyrektywa 2005/36/WE określa wymagania w zakresie wzajemnego uznawania kwalifikacji zawodowych, w tym również wymagania dla architektów, należy również zadbać o to, aby planiści i architekci we właściwy sposób uwzględniali wykorzystanie optymalnego połączenia energii odnawialnej i wysokowydajnych technologii w swoich planach i projektach. Państwa członkowskie powinny zatem przedstawić wyraźne wytyczne w tym zakresie. Powinno to odbyć się bez uszczerbku dla tej dyrektywy, a w szczególności jej art. 46 i 49.
(55)
Gwarancje pochodzenia, wydane do celów niniejszej dyrektywy, służą wyłącznie do wykazania odbiorcy końcowemu, że określona część lub ilość energii została wyprodukowana ze źródeł odnawialnych. Gwarancja pochodzenia może być przenoszona przez jednego posiadacza na innego niezależnie od energii, do której się odnosi. Jednak aby zagwarantować, że jednostka energii odnawialnej jest okazywana odbiorcy tylko raz, należy unikać podwójnego liczenia i podwójnego okazywania gwarancji pochodzenia. Energia ze źródeł odnawialnych, której gwarancja pochodzenia została sprzedana osobno przez producenta, nie powinna być okazywana lub sprzedawana odbiorcy końcowemu jako energia ze źródeł odnawialnych. Istotne jest, aby odróżniać zielone certyfikaty stosowane w systemach wsparcia od gwarancji pochodzenia.
(56)
Należy pozwolić, aby rynek detaliczny odnawialnej energii elektrycznej przyczyniał się do rozwoju energii ze źródeł odnawialnych. Państwa członkowskie powinny więc wymagać, aby dostawcy energii elektrycznej ujawniający swój miks energetyczny odbiorcom końcowym zgodnie z prawem Unii dotyczącym rynku wewnętrznego energii elektrycznej lub dostawcy, którzy wprowadzają na rynek energię dla konsumentów, odnosząc się do zużycia energii ze źródeł odnawialnych, stosowali gwarancje pochodzenia z instalacji produkujących energię ze źródeł odnawialnych.
(57)
Ważne jest, aby udzielać informacji, w jaki sposób energia elektryczna będąca przedmiotem wsparcia jest rozdzielana pomiędzy odbiorcami końcowymi. Aby poprawić jakość tych przekazywanych konsumentom informacji, państwa członkowskie powinny zapewnić, aby gwarancje pochodzenia były wydawane dla wszystkich produkowanych jednostek energii odnawialnej, z wyjątkiem gdy postanowią one nie wydawać gwarancji pochodzenia producentom, którzy otrzymują również wsparcie finansowe. Jeżeli państwa członkowskie postanowią wydawać gwarancje pochodzenia producentom, którzy otrzymują również wsparcie finansowe, lub nie wydawać gwarancji pochodzenia bezpośrednio producentom, powinny mieć możliwość wyboru środków i mechanizmów w celu uwzględnienia wartości rynkowej tych gwarancji pochodzenia. W przypadku gdy producenci energii odnawialnej otrzymują również wsparcie finansowe, wartość rynkowa gwarancji pochodzenia dla tej samej produkcji powinna być należycie uwzględniana w danym systemie wsparcia.
(58)
W dyrektywie 2012/27/UE ustanowiono gwarancje pochodzenia potwierdzające pochodzenie energii elektrycznej z wysokosprawnych układów kogeneracyjnych. Nie określono jednak sposobu wykorzystania takich gwarancji pochodzenia, więc ich użycie może być również umożliwiane w związku z ujawnianiem zużycia energii pochodzącej z wysokosprawnej kogeneracji.
(59)
Gwarancje pochodzenia, które są obecnie stosowane do odnawialnej energii elektrycznej, powinny zostać rozszerzone na gaz ze źródeł odnawialnych. Państwa członkowskie powinny mieć możliwość rozszerzenia systemu gwarancji pochodzenia na energię ze źródeł nieodnawialnych. Stanowiłoby to spójny sposób udowodnienia odbiorcom końcowym pochodzenia odnawialnego gazu, takiego jak biometan, i ułatwiłoby rozwój handlu transgranicznego takim gazem. Dzięki temu możliwe byłoby również wprowadzenie gwarancji pochodzenia w odniesieniu do innego odnawialnego gazu, takiego jak wodór.
(60)
Istnieje potrzeba wsparcia włączenia energii ze źródeł odnawialnych do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, a także wykorzystania systemów magazynowania energii do zintegrowanej zmiennej produkcji energii ze źródeł odnawialnych, w szczególności jeśli chodzi o zasady regulujące dysponowanie mocą i dostęp do sieci. Zasady włączania do sieci odnawialnej energii elektrycznej określono w innym prawie Unii dotyczącym rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Zasady te jednak nie obejmują przepisów dotyczących włączenia do sieci gazowej gazu ze źródeł odnawialnych. Należy zatem uwzględnić takie przepisy w niniejszej dyrektywie.
(61)
Szanse osiągnięcia wzrostu gospodarczego dzięki innowacjom i zrównoważonej konkurencyjnej polityce energetycznej zostały dostrzeżone. Produkcja energii ze źródeł odnawialnych zależy często od lokalnych lub regionalnych MŚP. Ważne są możliwości w zakresie rozwoju lokalnej przedsiębiorczości, zrównoważonego wzrostu i wysokiej jakości zatrudnienia, jakie stwarzają w państwach członkowskich regionalne i lokalne inwestycje w dziedzinie produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W związku z tym, Komisja i państwa członkowskie powinny stymulować i wspierać krajowe i regionalne środki na rzecz rozwoju w tych dziedzinach, promować wymianę najlepszych praktyk w zakresie produkcji energii ze źródeł odnawialnych pomiędzy lokalnymi i regionalnymi inicjatywami rozwojowymi, a także zwiększyć udzielanie pomocy technicznej i liczbę programów szkoleń, tak by wzmocnić regulacyjną, techniczną i finansową wiedzę fachową oraz popularyzować wiedzę o dostępnych możliwościach finansowania, w tym o bardziej ukierunkowanym wykorzystywaniu funduszy unijnych, takim jak korzystanie z finansowania z polityki spójności w tym obszarze.
(62)
Władze regionalne i lokalne często wyznaczają ambitniejsze cele w zakresie energii odnawialnej, wykraczające poza cele krajowe. Podejmowane na poziomie regionalnym i lokalnym zobowiązania do stymulowania rozwoju energii odnawialnej i efektywności energetycznej są obecnie wspierane za pośrednictwem sieci, takich jak Porozumienie Burmistrzów oraz poprzez inicjatywy inteligentnych miast lub inteligentnych społeczności lub opracowywanie planów działania na rzecz zrównoważonej energii. Takie sieci mają kluczowe znaczenie i powinny być rozszerzane, ponieważ podnoszą świadomość oraz ułatwiają wymianę najlepszych praktyk i dostępne wsparcie finansowe. W tym kontekście Komisja powinna wspierać zainteresowane innowacyjne regiony i władze lokalne we współpracy ponad granicami, pomagając w ustanawianiu mechanizmów współpracy, takich jak europejskie ugrupowanie współpracy terytorialnej, które umożliwia władzom publicznym różnych państw członkowskich współpracę i realizację wspólnych usług i projektów bez konieczności wcześniejszego podpisania i ratyfikacji umów międzynarodowych przez parlamenty narodowe. Należy również rozważyć inne innowacyjne środki mające przyciągnąć większe inwestycje w nowe technologie, takie jak umowy o poprawę efektywności energetycznej i procedury normalizacyjne w finansowaniu publicznym.
(63)
Sprzyjając rozwojowi rynku energii ze źródeł odnawialnych należy wziąć pod uwagę jego pozytywny wpływ na szanse rozwoju regionalnego i lokalnego, na poszerzenie perspektyw wywozu, spójność społeczną i możliwości zatrudnienia, szczególnie w przypadku MŚP, jak również niezależnych producentów energii, w tym prosumentów energii odnawialnej i społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej.
(64)
Specyficzną sytuację regionów najbardziej oddalonych dostrzeżono w art. 349 TFUE. Sektor energetyczny w regionach najbardziej oddalonych często charakteryzuje się izolacją, ograniczoną podażą i uzależnieniem od paliw kopalnych, chociaż w regionach tych występują duże zasoby lokalnych odnawialnych źródeł energii. Regiony najbardziej oddalone mogłyby zatem służyć jako przykład stosowania innowacyjnych technologii energetycznych w Unii. Należy więc promować rozpowszechnianie energii odnawialnej, aby osiągnąć wyższy stopień autonomii energetycznej tych regionów i uznać ich szczególną sytuację pod względem potencjału w zakresie energii odnawialnej oraz potrzeb w zakresie wsparcia publicznego. Należy wprowadzić przepis określający odstępstwo o ograniczonym lokalnym wpływie umożliwiające państwom członkowskim przyjmowanie szczegółowych kryteriów w celu zapewnienia kwalifikowalności do wsparcia finansowego w odniesieniu do zużycia niektórych paliw z biomasy. Państwa członkowskie powinny być w stanie przyjąć takie szczegółowe kryteria w odniesieniu do instalacji wykorzystujących paliwo z biomasy i znajdujących się w regionach najbardziej oddalonych, o których mowa w art. 349 TFUE, a także w odniesieniu do biomasy, która jest używana jako paliwo w takich instalacjach i która nie spełnia określonych w niniejszej dyrektywie kryteriów zrównoważonego rozwoju, efektywności energetycznej i ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Takie szczegółowe kryteria dotyczące paliw z biomasy powinny mieć zastosowanie niezależnie od tego, czy miejsce pochodzenia tej biomasy znajduje się w którymkolwiek państwie członkowskim, czy w państwie trzecim. Ponadto wszelkie szczegółowe kryteria powinny być obiektywnie uzasadnione względami niezależności energetycznej danego regionu najbardziej oddalonego oraz zapewnieniem sprawnego przejścia w takim regionie najbardziej oddalonym do zgodności z określonymi w niniejszej dyrektywie kryteriami zrównoważonego rozwoju, kryteriami efektywności energetycznej i kryteriami ograniczania emisji gazów cieplarnianych mającymi zastosowanie do paliw z biomasy.
Biorąc pod uwagę, że miks energetyczny wytwarzania energii elektrycznej w regionach najbardziej oddalonych składa się w dużym stopniu z paliwa olejowego, należy umożliwić odpowiednie uwzględnianie kryteriów ograniczania emisji gazów cieplarnianych w tych regionach. Należałoby zatem przewidzieć konkretny odpowiednik kopalny dla energii elektrycznej produkowanej w regionach najbardziej oddalonych. Państwa członkowskie powinny zapewnić faktyczną zgodność ze swoimi szczegółowymi kryteriami. Ponadto państwa członkowskie, z zastrzeżeniem wsparcia przyznanego zgodnie z systemami wsparcia na mocy niniejszej dyrektywy, nie powinny odmawiać – z innych powodów dotyczących zrównoważonego rozwoju – uwzględnienia biopaliw i biopłynów uzyskanych zgodnie z niniejszą dyrektywą. Zakaz ten ma na celu zapewnienie, aby biopaliwa i biopłyny, które odpowiadają zharmonizowanym kryteriom określonym w niniejszej dyrektywie, nadal korzystały z ułatwień w handlu, do których dąży niniejsza dyrektywa, również w odniesieniu do danych regionów najbardziej oddalonych.
(65)
Należy umożliwić rozwój zdecentralizowanych technologii opartych na energii odnawialnej i jej magazynowania, na warunkach niedyskryminacyjnych i bez utrudnień dla finansowania inwestycji w infrastrukturę. Dążenie do zdecentralizowanej produkcji energii niesie ze sobą wiele korzyści, w tym wykorzystanie lokalnych źródeł energii, większe bezpieczeństwo dostaw energii w skali lokalnej, krótsze odległości transportu oraz mniejsze straty przesyłowe. Taka decentralizacja wspiera również rozwój i spójność społeczności poprzez zapewnienie źródeł dochodu oraz tworzenie miejsc pracy na poziomie lokalnym.
(66)
W związku z rosnącym znaczeniem wytwarzania odnawialnej energii elektrycznej na użytek własny istnieje potrzeba zdefiniowania „prosumentów energii odnawialnej” oraz „działających grupowo prosumentów energii odnawialnej”. Konieczne jest także wprowadzenie ram regulacyjnych, które dałyby takim prosumentom energii odnawialnej uprawnienia do wytwarzania, użytkowania, przechowywania i sprzedaży energii elektrycznej bez nadmiernych obciążeń. Obywatele mieszkający w mieszkaniach powinni móc na przykład korzystać z mocnej pozycji konsumenta w tym samym stopniu co gospodarstwa domowe w domach jednorodzinnych. Państwa członkowskie powinny jednak móc wprowadzić zróżnicowanie pomiędzy indywidualnymi prosumentami energii odnawialnej a działającymi grupowo prosumentami energii odnawialnej, oparte na ich różnych cechach, w zakresie, w jakim ewentualne zróżnicowanie jest proporcjonalne i należycie uzasadnione.
(67)
Wzmocnienie pozycji działających grupowo prosumentów energii odnawialnej oferuje również społecznościom energetycznym działającym w zakresie energii odnawialnej możliwość, by przyczynić się do zwiększenia efektywności energetycznej na poziomie gospodarstw domowych oraz pomaga w zwalczaniu ubóstwa energetycznego poprzez zmniejszenie zużycia i obniżenie cen dostaw. Państwa członkowskie powinny odpowiednio wykorzystać tę szansę między innymi przez ocenę możliwości dopuszczenia uczestnictwa gospodarstw domowych, które w przeciwnym razie mogłyby nie być w stanie uczestniczyć, w tym konsumentów i najemców znajdujących się w trudnej sytuacji.
(68)
Prosumenci energii odnawialnej nie powinni napotykać dyskryminujących lub nieproporcjonalnych obciążeń lub kosztów oraz nie powinni być obciążani nieuzasadnionymi opłatami. Należy uwzględnić ich wkład w realizację celu klimatycznego i energetycznego oraz koszty i korzyści powodowane przez nich w całym systemie energetycznym. Państwa członkowskie zasadniczo nie powinny zatem stosować opłat do energii elektrycznej, którą prosumenci energii odnawialnej produkują i zużywają w tych samych obiektach. Niemniej jednak państwa członkowskie powinny mieć możliwość stosowania niedyskryminacyjnych i proporcjonalnych opłat w odniesieniu do takiej energii elektrycznej, jeżeli jest to konieczne dla zapewnienia finansowej stabilności systemu elektrycznego, tak by ograniczyć wsparcie do obiektywnie potrzebnego poziomu i skutecznie wykorzystywać swoje systemy wsparcia. Jednocześnie państwa członkowskie powinny zapewnić, by prosumenci energii odnawialnej uczestniczyli w odpowiedni i wyważony sposób w ogólnym systemie podziału kosztów produkcji, dystrybucji i zużycia energii elektrycznej, gdy energia elektryczna jest wprowadzana do sieci.
(69)
W związku z tym państwa członkowskie co do zasady nie powinny stosować opłat do energii elektrycznej, którą indywidualni prosumenci energii odnawialnej produkują i zużywają w tych samych obiektach. Jednak aby zapobiec sytuacjom, w których taka zachęta wpływałaby na stabilność finansową systemów wsparcia na rzecz energii odnawialnej, zachętę tę można ograniczyć do małych instalacji o mocy elektrycznej nie większej niż 30 kW. W niektórych przypadkach państwa członkowskie powinny mieć możliwość stosowania do prosumentów energii odnawialnej opłat za energię elektryczną wytwarzaną na własny użytek, w przypadku gdy państwa te skutecznie wykorzystują swoje systemy wsparcia i zapewniają niedyskryminacyjny i skuteczny dostęp do nich. Państwa członkowskie powinny mieć także możliwość stosowania częściowych zwolnień z opłat lub połączenia takiego zwolnienia ze wsparciem, tak by osiągnąć poziom niezbędny do zapewnienia rentowności takich projektów.
(70)
Uczestnictwo obywateli i władz lokalnych w projektach dotyczących energii odnawialnej za pośrednictwem społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej przynosi znaczną wartość dodaną w postaci lokalnej akceptacji dla energii ze źródeł odnawialnych oraz dostępu do dodatkowego kapitału prywatnego, co z kolei skutkuje lokalnymi inwestycjami, większym wyborem dla konsumentów i powszechniejszym uczestnictwem obywateli w transformacji energetyki. Takie zaangażowanie lokalne jest jeszcze bardziej istotne w kontekście wzrostu mocy energii odnawialnej. Środki pozwalające społecznościom energetycznym działającym w zakresie energii odnawialnej konkurować na równych zasadach z innymi producentami mają również na celu zwiększenie udziału obywateli lokalnych w projektach dotyczących energii odnawialnej, a co za tym idzie, zwiększenie stopnia akceptacji dla energii odnawialnej.
(71)
Specyfika lokalnych społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej pod względem wielkości, struktury własności i liczby projektów mogą ograniczać ich zdolność do konkurowania na równych zasadach z dużymi podmiotami, tj. konkurentami prowadzącymi większe projekty i szerszy zakres działalności. W związku z tym państwa członkowskie powinny mieć możliwość wybrania dla społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej dowolnej formy podmiotu pod warunkiem, że podmiot taki może, działając w swoim imieniu, wykonywać prawa i podlegać obowiązkom. Aby zapobiec nadużyciom i zapewnić szerokie uczestnictwo, społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej powinny być w stanie pozostać niezależne od poszczególnych członków i innych tradycyjnych uczestników rynku, którzy uczestniczą w danej społeczności w charakterze członków lub udziałowców lub którzy współpracują z nią za pośrednictwem innych środków, takich jak inwestycje. Uczestnictwo w projektach dotyczących energii odnawialnej powinno być otwarte dla wszystkich potencjalnych członków lokalnych w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria. Jednym ze środków mających zrównoważyć tę niekorzystną sytuację wynikającą ze specyfiki lokalnych społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej pod względem wielkości, struktury własności i liczby projektów jest umożliwienie społecznościom energetycznym działającym w zakresie energii odnawialnej działania w ramach systemu energetycznego i ułatwienie im integracji rynkowej. Społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej powinny mieć możliwość wymiany między sobą energii, która jest produkowana przez instalacje należące do ich społeczności. Członkowie społeczności nie powinni jednak być zwolnieni z odpowiednich kosztów, opłat i podatków, które byłyby w podobnej sytuacji ponoszone przez odbiorców końcowych niebędących członkami społeczności lub producentów lub kiedy do tych transferów wykorzystuje się infrastrukturę sieci publicznej.
(72)
Konsumenci w gospodarstwach domowych i społeczności prosumentów energii odnawialnej powinni zachować swoje prawa jako konsumenci, w tym prawo do zawarcia umowy z wybranym dostawcą i zmiany dostawcy.
(73)
Sektor ogrzewania i chłodzenia, na który przypada około połowy zużycia energii końcowej w Unii, uważa się za sektor odgrywający kluczową rolę w przyspieszeniu obniżenia emisyjności systemu energetycznego. Ponadto jest to sektor strategiczny w kontekście bezpieczeństwa energetycznego, ponieważ prognozuje się, że do 2030 r. ogrzewanie i chłodzenie z wykorzystaniem energii odnawialnej będzie odpowiadać za około 40 % zużycia energii odnawialnej. Jednakże brak ujednoliconej strategii na poziomie Unii, brak internalizacji kosztów zewnętrznych oraz rozdrobnienie rynków ogrzewania i chłodzenia powodują jak dotychczas stosunkowo powolne postępy w tym sektorze.
(74)
Kilka państw członkowskich wprowadziło środki w sektorze ogrzewania i chłodzenia w celu osiągnięcia swoich celów w zakresie energii odnawialnej do 2020 r. W związku z brakiem wiążących celów krajowych na okres po roku 2020 pozostałe krajowe zachęty mogą być jednak niewystarczające do realizacji długoterminowych celów w dziedzinie obniżania emisyjności na lata 2030 i 2050. W celu osiągnięcia tych celów, wzmocnienia pewności inwestorów i wspierania rozwoju ogólnounijnego rynku ogrzewania i chłodzenia z wykorzystaniem energii odnawialnej przy jednoczesnym poszanowaniu zasady „efektywność energetyczna przede wszystkim”, należy wspierać starania państw członkowskich pod względem zaopatrzenia w ogrzewanie i chłodzenie z wykorzystaniem energii odnawialnej w celu stopniowego podnoszenia udziału energii odnawialnej w ogólnym zużyciu. Ze względu na rozdrobnienie niektórych rynków ogrzewania i chłodzenia kwestią najwyższej wagi jest elastyczność przy opracowywaniu tego rodzaju działań. Ważne jest również, aby potencjalne rozpowszechnienie ogrzewania i chłodzenia z wykorzystaniem energii odnawialnej nie miało szkodliwych skutków ubocznych dla środowiska ani nie prowadziło do nieproporcjonalnych kosztów całkowitych. W celu zminimalizowania tego ryzyka zwiększanie udziału energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia powinno uwzględniać sytuację tych państw członkowskich, w których udział ten jest już bardzo wysoki, lub w których nie wykorzystuje się ciepła odpadowego i chłodu odpadowego, takich jak Cypr i Malta.
(75)
Systemy ciepłownicze i chłodnicze reprezentują obecnie około 10 % zapotrzebowania na ciepło w Unii, przy czym między państwami członkowskimi występują znaczne różnice. W strategii Komisji w zakresie ogrzewania i chłodzenia uznano potencjał obniżenia emisyjności systemów ciepłowniczych dzięki zwiększonej efektywności energetycznej i rozpowszechnianiu energii odnawialnej.
(76)
W strategii na rzecz unii energetycznej również uznaje się rolę obywateli w transformacji energetyki, polegającą na tym, że obywatele biorą odpowiedzialność za transformację, korzystają z nowych technologii w celu obniżenia rachunków za energię i aktywnie uczestniczą w rynku.
(77)
Należy położyć nacisk na potencjalną synergię między działaniami na rzecz rozpowszechnienia ogrzewania i chłodzenia z wykorzystaniem energii odnawialnej a dotychczasowymi programami na podstawie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE (14) i dyrektywy 2012/27/UE. W miarę możliwości państwa członkowskie powinny móc wykorzystać istniejące struktury administracyjne do wykonywania takich działań w celu zmniejszenia obciążeń administracyjnych.
(78)
W dziedzinie systemów ciepłowniczych zasadnicze znaczenie ma zatem umożliwienie zmiany stosowanych paliw na energię ze źródeł odnawialnych oraz zapobieganie blokadzie regulacyjnej i technologicznej oraz zawężaniu stosowanych technologii dzięki wzmocnieniu praw producentów oraz końcowych odbiorców energii odnawialnej, a także zaoferowanie odbiorcom końcowym narzędzi, w celu ułatwienia im wyboru rozwiązań najlepszych pod względem efektywności energetycznej uwzględniających przyszłe potrzeby w zakresie ogrzewania i chłodzenia zgodnie z przewidywanymi kryteriami efektywności energetycznej budynków. Odbiorcy końcowi powinni otrzymywać przejrzyste i wiarygodne informacje na temat wydajności systemów ciepłowniczych i chłodniczych oraz udziału energii ze źródeł odnawialnych w ich indywidualnych dostawach ogrzewania lub chłodzenia.
(79)
W celu ochrony konsumentów korzystających z systemów ciepłowniczych i chłodniczych, które nie są efektywnymi systemami ciepłowniczymi i chłodniczymi oraz w celu umożliwienia im produkowania ogrzewania lub chłodzenia z wykorzystaniem źródeł odnawialnych i przy znacznie lepszej efektywności energetycznej, należy konsumentom tym zapewnić prawo do odłączenia się i tym samym zaprzestania korzystania z usług ogrzewania lub chłodzenia przez nieefektywne systemy ciepłownicze i chłodnicze na poziomie całego budynku, poprzez rozwiązanie ich umowy lub, jeżeli umowa obejmuje kilka budynków, poprzez zmianę umowy z operatorem systemu ciepłowniczego lub chłodniczego.
(80)
Aby przygotować proces przestawiania się na zaawansowane biopaliwa i zminimalizować ogólne skutki bezpośredniej i pośredniej zmiany użytkowania gruntów, należy ograniczyć ilość biopaliw i biopłynów produkowanych ze zbóż i innych roślin wysokoskrobiowych, cukrów i roślin oleistych, które można zaliczać na poczet realizacji celów określonych w niniejszej dyrektywie, bez ograniczania ogólnej możliwości wykorzystywania takich biopaliw i biopłynów. Wprowadzenie limitu na poziomie Unii nie powinno uniemożliwiać państwom członkowskim wprowadzenia niższych limitów w odniesieniu do ilości biopaliw i biopłynów produkowanych ze zbóż i innych roślin wysokoskrobiowych, cukrów i roślin oleistych, które na poziomie krajowym można zaliczać na poczet realizacji celów określonych w niniejszej dyrektywie, bez ograniczania ogólnej możliwości wykorzystywania takich biopaliw i biopłynów.
(81)
Dyrektywa 2009/28/WE określiła kryteria zrównoważonego rozwoju, w tym kryterium ochrony terenów o wysokiej wartości bioróżnorodności i terenów zasobnych w pierwiastek węgla, ale nie objęła kwestii pośredniej zmiany użytkowania gruntów. Pośrednia zmiana użytkowania gruntów ma miejsce, gdy uprawa roślin z przeznaczeniem na produkcję biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wypiera tradycyjną produkcję roślin przeznaczonych do celów spożywczych lub pastewnych. Taki dodatkowy popyt zwiększa presję na użytkowanie gruntów i może doprowadzić do rozszerzenia gruntów rolnych na obszary zasobne w pierwiastek węgla, takie jak lasy, tereny podmokłe i torfowiska, powodując dodatkowe emisje gazów cieplarnianych. W dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1513 (15) uznaje się, że skala skutkującej emisjami gazów cieplarnianych pośredniej zmiany użytkowania gruntów może niwelować część lub całość ograniczenia emisji gazów cieplarnianych przypisywanego poszczególnym biopaliwom, biopłynom lub paliwom z biomasy. Pośrednia zmiana użytkowania gruntów wiąże się z pewnymi zagrożeniami, jednak badania naukowe wykazały, że skala tego zjawiska zależy od szeregu czynników, takich jak rodzaj surowca wykorzystanego do produkcji paliwa, poziom dodatkowego popytu na surowce związany z wykorzystywaniem biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oraz zakres, w jakim tereny zasobne w pierwiastek węgla są chronione na całym świecie.
Chociaż poziom emisji gazów cieplarnianych wynikających z pośredniej zmiany użytkowania gruntów nie może zostać jednoznacznie określony w sposób wystarczająco precyzyjny, by mógł być ujęty w metodyce obliczania emisji gazów cieplarnianych, najwyższe ryzyko pośredniej zmiany użytkowania gruntów stwierdzono w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wyprodukowanych z surowców, w przypadku których zaobserwowano znaczącą ekspansję obszaru produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla. Należy zatem, co do zasady, ograniczyć promowanie w ramach niniejszej dyrektywy biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy produkowanych z roślin spożywczych i pastewnych, a ponadto zobowiązać państwa członkowskie do wyznaczenia indywidualnego i stopniowo zmniejszającego się limitu dla biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy produkowanych z roślin spożywczych i pastewnych, w przypadku których zaobserwowano znaczącą ekspansję obszaru produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla. Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów należy zwolnić z indywidualnego i stopniowo zmniejszającego się limitu.
(82)
Do ograniczenia pośredniej zmiany użytkowania gruntów przyczynić się może wzrost plonów w sektorach rolniczych wynikający z ulepszonych praktyk rolniczych, inwestycji w lepsze urządzenia i transferu wiedzy, wykraczający ponad poziomy, które byłyby osiągane przy braku promujących wydajność systemów odnoszących się do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy produkowanych z roślin spożywczych i pastewnych, a także z uprawiania roślin na gruntach, których wcześniej nie wykorzystywano do uprawy roślin. W przypadku gdy istnieją dowody na to, że takie środki doprowadziły do wzrostu produkcji wykraczającego poza przewidywany wzrost wydajności, biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z takich dodatkowych surowców należy uznać za biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów. Należy w tym kontekście uwzględnić roczne wahania plonów.
(83)
W dyrektywie (UE) 2015/1513 wezwano Komisję, aby bezzwłocznie przedłożyła całościowy wniosek dotyczący racjonalnej pod względem kosztów i neutralnej technologicznie polityki po roku 2020 w celu stworzenia długoterminowej perspektywy dla inwestycji w zrównoważone biopaliwa o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów, mając na uwadze główny cel w postaci obniżania emisyjności sektora transportu. Nałożony na państwa członkowskie obowiązek wprowadzenia wymogu, by dostawcy paliw realizowali zasadę ogólnego udziału paliw ze źródeł odnawialnych może dać inwestorom pewność i zachęcić do stałego rozwoju alternatywnych odnawialnych paliw transportowych, w tym zaawansowanych biopaliw, odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego oraz odnawialnej energii elektrycznej w sektorze transportu. Ponieważ alternatywy ze źródeł odnawialnych mogą nie być dostępne lub opłacalne dla wszystkich dostawców paliw, należy umożliwić państwom członkowskim wprowadzenie rozróżnienia między dostawcami paliw oraz – w razie potrzeby – zwolnienie szczególnych rodzajów dostawców paliw z tego obowiązku. Ponieważ handel paliwami transportowymi nie przysparza trudności, dostawcy paliw w państwach członkowskich posiadających niewielkie ilości odpowiednich zasobów mają, z dużym prawdopodobieństwem, możliwość łatwego uzyskiwania paliw odnawialnych z innych źródeł.
(84)
Należy utworzyć unijną bazę danych, by zapewnić przejrzystość i identyfikowalność paliw odnawialnych. O ile państwa członkowskie powinny mieć możliwość dalszego korzystania z krajowych baz danych lub ich tworzenia, te krajowe bazy danych powinny być połączone z unijną bazą danych, aby zapewnić natychmiastowe przekazywanie danych i harmonizację przepływów danych.
(85)
Zaawansowane biopaliwa i inne biopaliwa oraz biogaz wyprodukowane z surowców wymienionych w załączniku do niniejszej dyrektywy, odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego oraz odnawialna energia elektryczna w sektorze transportu mogą przyczynić się do zmniejszenia emisji dwutlenku węgla, stymulując obniżanie emisyjności unijnego sektora transportu w sposób racjonalny pod względem kosztów oraz zwiększając m.in. dywersyfikację źródeł energii w sektorze transportu przy jednoczesnym wspieraniu innowacji, wzrostu i zatrudnienia w gospodarce Unii i zmniejszeniu uzależnienia od przywozu energii. Nałożony na państwa członkowskie obowiązek wprowadzenia wymogu, by dostawcy paliw zapewniali minimalny udział zaawansowanych biopaliw i niektórych biogazów, ma na celu sprzyjanie stałemu rozwojowi zaawansowanych paliw, w tym biopaliw. Ważne jest zapewnienie, aby obowiązek ten prowadził do promowania poprawy charakterystyki dostarczanych paliw pod względem emisji gazów cieplarnianych. Komisja powinna ocenić charakterystykę tych paliw pod względem emisji gazów cieplarnianych, ich innowacyjności technologicznej i zrównoważonego charakteru.
(86)
W zakresie inteligentnego transportu istotne jest zwiększenie rozwoju i wdrażania elektromobilności na drogach, jak również przyspieszenie zastosowania zaawansowanych technologii w innowacyjnej kolei.
(87)
Oczekuje się, że do 2030 r. znaczną część zużycia energii odnawialnej w sektorze transportu będzie stanowić elektromobilność. Ze względu na szybki rozwój elektromobilności i potencjał tego sektora pod kątem wzrostu gospodarczego i zatrudnienia w Unii należy przewidzieć dalsze zachęty. W celu promowania odnawialnej energii elektrycznej w sektorze transportu i w celu zmniejszenia względnej niekorzystnej sytuacji w statystyce dotyczącej energii, należy stosować mnożniki dla odnawialnej energii elektrycznej dostarczanej dla sektora transportu. Ponieważ nie jest możliwe rozliczenie w statystykach – poprzez specjalnie w tym celu dokonane pomiary, jak np. ładowanie w domu – całej energii elektrycznej dostarczonej dla pojazdów drogowych, należy stosować mnożniki, aby zapewnić odpowiednie rozliczenie pozytywnego wpływu zelektryfikowanego transportu opartego na energii odnawialnej. Należy rozważyć możliwe sposoby zapewnienia, by nowy popyt na energię elektryczną w sektorze transportu został zaspokojony z wykorzystaniem dodatkowych mocy wytwórczych energii ze źródeł odnawialnych.
(88)
W świetle ograniczeń klimatycznych, które zmniejszają możliwość korzystania z niektórych rodzajów biopaliw ze względu na kwestie środowiskowe, techniczne lub zdrowotne, a także z uwagi na rozmiar i strukturę ich rynków paliwowych Cypr i Malta powinny do celów wykazania zgodności z nałożonymi na dostawców paliw krajowymi obowiązkami stosowania energii odnawialnej móc uwzględnić te nieodłączne ograniczenia.
(89)
Promowanie pochodzących z recyklingu paliw węglowych może przyczynić się do realizacji celów polityki dotyczących dywersyfikacji źródeł energii i obniżenia emisyjności sektora transportu, jeżeli paliwa te spełniają odpowiedni minimalny próg ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Należy zatem włączyć te paliwa do spoczywającego na dostawcach paliw obowiązku, dając jednocześnie państwom członkowskim możliwość nieuwzględniania tych paliw w obowiązku, o ile tak zdecydują. Ponieważ paliwa te nie są odnawialne, nie powinny być zaliczane na poczet ogólnego unijnego celu dotyczącego energii ze źródeł odnawialnych.
(90)
Odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego są ważne dla zwiększenia udziału energii odnawialnej w sektorach, co do których oczekuje się, że w perspektywie długoterminowej będą polegały na paliwach ciekłych. W celu zapewnienia, by paliwa odnawialne pochodzenia niebiologicznego przyczyniały się do redukcji gazów cieplarnianych, energia elektryczna wykorzystywana do produkcji paliw powinna pochodzić ze źródeł odnawialnych. Komisja powinna opracować, w drodze aktów delegowanych, wiarygodną unijną metodykę, która ma być stosowana w przypadku, gdy taka energia elektryczna pobierana jest z sieci. Metodyka ta powinna zapewnić czasową i geograficzną korelację między produkującą energię elektryczną jednostką produkcyjną, z którą producent ma dwustronną umowę zakupu odnawialnej energii elektrycznej, a produkcją paliw. Na przykład, paliwa odnawialne pochodzenia niebiologicznego nie mogą być zaliczone w całości jako odnawialne, jeżeli są produkowane w czasie, gdy zakontraktowana jednostka produkująca energię odnawialną nie wytwarza energii elektrycznej. Innym przykładem jest przypadek zatoru w sieci elektroenergetycznej, kiedy to paliwa mogą być zaliczane w całości jako odnawialne tylko wówczas, gdy zarówno zakład produkujący energię elektryczną, jak i zakład produkujący paliwo znajdą się po tej samej stronie w stosunku do zatoru. Ponadto powinien być również obecny element dodatkowości, co oznacza, że producent paliwa przyczynia się do rozpowszechniania lub do finansowania energii odnawialnej.
(91)
Surowce, które mają niewielki wpływ na pośrednią zmianę użytkowania gruntów, jeżeli są wykorzystywane do produkcji biopaliw, powinny być promowane ze względu na ich wkład w obniżanie emisyjności gospodarki. Surowce do zaawansowanych biopaliw oraz biogazu dla transportu, w przypadku których technologia jest bardziej innowacyjna i mniej dojrzała, a zatem potrzebuje większego wsparcia, należy w szczególności uwzględnić w załączniku do niniejszej dyrektywy. W celu zapewnienia jego aktualizacji w świetle najnowszych osiągnięć technologicznych, przy jednoczesnym zapobieżeniu niezamierzonym negatywnym skutkom, Komisja powinna dokonać przeglądu tego załącznika w celu zbadania konieczności uwzględnienia w załączniku nowych surowców.
(92)
Koszty przyłączenia do sieci gazowej nowych producentów gazu ze źródeł odnawialnych powinny opierać się na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących kryteriach z należytym uwzględnieniem korzyści, jakie daje sieci gazowej przyłączenie lokalnych producentów gazu ze źródeł odnawialnych.
(93)
Aby w pełni wykorzystać potencjał biomasy, która nie obejmuje torfu lub materiałów zawartych w formacjach geologicznych lub przekształconych na skamieliny, pod względem obniżania emisyjności gospodarki dzięki jej wykorzystaniu na potrzeby materiałów i energii, Unia i państwa członkowskie powinny wspierać większą, zgodną z zasadami zrównoważonego rozwoju mobilizację istniejących zasobów drewna i zasobów rolnictwa oraz opracowanie nowych systemów gospodarki leśnej i produkcji rolnej, pod warunkiem że spełnione są kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych.
(94)
Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy powinny być zawsze produkowane w sposób zrównoważony. Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy stosowane do realizacji unijnych celów określonych w niniejszej dyrektywie oraz te, które korzystają z systemów wsparcia, powinny zatem spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Harmonizacja tych kryteriów dla biopaliw i biopłynów ma podstawowe znaczenie dla osiągnięcia celów polityki energetycznej, jak określono w art. 194 ust. 1 TFUE. Taka harmonizacja zapewnia funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii, ułatwiając tym samym państwom członkowskim handel zgodnymi z niniejszą dyrektywą biopaliwami i biopłynami, zwłaszcza w odniesieniu do spoczywającego na państwach członkowskich obowiązku nieodmawiania – z innych powodów dotyczących zrównoważonego rozwoju – uwzględnienia biopaliw i biopłynów uzyskanych zgodnie z niniejszą dyrektywą. Pozytywne skutki harmonizacji tych kryteriów dla sprawnego funkcjonowania wewnętrznego rynku energii oraz dla unikania zakłóceń konkurencji w Unii nie mogą zostać zaprzepaszczone. W odniesieniu do paliw z biomasy państwa członkowskie powinny mieć możliwość ustanowienia dodatkowych kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych.
(95)
W kontekście niniejszej dyrektywy Unia powinna podjąć odpowiednie działania, obejmujące wsparcie kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, w odniesieniu do biopaliw oraz biopłynów i paliw z biomasy.
(96)
Produkcja surowców rolnych na potrzeby biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oraz przewidziane w niniejszej dyrektywie zachęty służące promowaniu ich stosowania nie powinny sprzyjać niszczeniu terenów o dużej bioróżnorodności. Takie wyczerpywalne zasoby, których powszechne znaczenie zostało uznane przez różnorodne instrumenty międzynarodowe, powinny być chronione. Konieczne jest zatem określenie kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, zapewniających, aby biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy kwalifikowały się do objęcia zachętami jedynie w przypadku, gdy istnieje gwarancja, że surowce rolne nie pochodzą z terenów o dużej bioróżnorodności lub, w przypadku obszarów wyznaczonych do celów ochrony przyrody lub ochrony rzadkich lub zagrożonych ekosystemów lub gatunków, właściwy organ wykaże, że produkcja surowców rolnych nie przeszkadza w realizacji takich celów.
(97)
Lasy powinny być uznawane za różnorodne biologicznie zgodnie z kryteriami zrównoważonego rozwoju, jeżeli są to lasy pierwotne zgodnie z definicją stosowaną przez Organizację Narodów Zjednoczonych ds. Wyżywienia i Rolnictwa (FAO) w jej ocenie światowych zasobów leśnych lub jeżeli są chronione przepisami krajowymi dotyczącymi ochrony przyrody. Za lasy bioróżnorodne powinny być uznane obszary, na których zbierane są niedrzewne produkty leśne, pod warunkiem że skutki działalności człowieka są tam niewielkie. Innych rodzajów lasów określonych przez FAO, takich jak lasy naturalne zmodyfikowane, lasy półnaturalne i plantacje, nie należy uważać za lasy pierwotne. Ponadto, mając na uwadze dużą bioróżnorodność niektórych obszarów trawiastych, zarówno w klimacie umiarkowanym, jak i zwrotnikowym, w tym sawann, stepów, formacji krzewiastych i prerii o wysokiej bioróżnorodności, należy uniemożliwić objęcie zachętami przewidzianymi w niniejszej dyrektywie biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wyprodukowanych z surowców rolnych pochodzących z takich terenów. W celu ustanowienia odpowiednich kryteriów określenia takich obszarów trawiastych o wysokiej bioróżnorodności zgodnie z najlepszymi dostępnymi danymi naukowymi i odnośnymi standardami międzynarodowymi należy powierzyć Komisji uprawnienia wykonawcze.
(98)
Tereny nie powinny być przekształcane pod uprawę surowców rolnych na potrzeby biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, jeżeli strata zasobów węgla w wyniku przekształcenia nie mogłaby w rozsądnym okresie, przy uwzględnieniu pilnego charakteru problemu zmiany klimatu, zostać zrównoważona przez ograniczenie emisji gazów cieplarnianych powstałych w wyniku produkcji i stosowania biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. Zapobiegłoby to prowadzeniu przez podmioty gospodarcze niepotrzebnie pracochłonnych badań oraz przekształcaniu terenów zasobnych w pierwiastek węgla, które okazały się niewłaściwe do uprawy surowców rolnych do produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. Rejestry światowych ilości pierwiastka węgla wskazują, że tereny podmokłe oraz obszary stale zalesione z pokryciem powierzchni przez korony drzew powyżej 30 % powinny należeć do tej kategorii.
(99)
W ramach wspólnej polityki rolnej unijni rolnicy powinni przestrzegać kompleksowego zestawu wymogów środowiskowych w celu otrzymania wsparcia bezpośredniego. Przestrzeganie tych wymogów można najskuteczniej sprawdzać w kontekście polityki rolnej. Wspomnianych wymogów nie należy włączać do systemu zrównoważonego rozwoju, ponieważ kryteria zrównoważonego rozwoju dotyczące bioenergii powinny obejmować zasady, które są obiektywne i są stosowane na całym świecie. Weryfikacja zgodności na podstawie niniejszej dyrektywy mogłaby również spowodować nadmierne obciążenia administracyjne.
(100)
Surowce rolne do produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy powinny być produkowane z zastosowaniem praktyk, które są spójne z zasadami ochrony jakości gleby i węgla organicznego w glebie. Dlatego też jakość gleby i węgiel obecny w glebie powinny być ujęte w systemach monitorowania przez operatorów lub organy krajowe.
(101)
Należy wprowadzić ogólnounijne kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych dotyczące paliw z biomasy stosowanych w sektorze energii elektrycznej oraz w sektorze ogrzewania i chłodzenia, co pozwoli nadal w znacznym stopniu ograniczać emisję gazów cieplarnianych w przeciwieństwie do rozwiązań opartych na paliwach kopalnych, w celu zapobiegania niezamierzonym skutkom dla zrównoważonego rozwoju i wspierania rynku wewnętrznego. Regiony najbardziej oddalone powinny mieć możliwość wykorzystania potencjału swoich zasobów w celu zwiększenia produkcji energii odnawialnej i swojej niezależności energetycznej.
(102)
W celu zapewnienia – pomimo rosnącego zapotrzebowania na biomasę leśną – by zbiory przeprowadzono w sposób zrównoważony w lasach, gdzie zapewniona jest regeneracja, by szczególną uwagę poświęcano obszarom wyraźnie wyznaczonym do ochrony różnorodności biologicznej, krajobrazu i określonych elementów przyrodniczych, by zasoby różnorodności biologicznej były chronione, a zasoby węgla monitorowane, surowce drzewne powinny pochodzić wyłącznie z lasów, gdzie zbiory przeprowadza się według zasad zrównoważonej gospodarki leśnej, które są opracowywane w ramach międzynarodowych programów dotyczących gospodarki leśnej, takich jak Forest Europe, i które są wdrażane za pomocą prawa krajowego lub najlepszych praktyk zarządczych na poziomie obszaru pozyskiwania. Operatorzy powinni podjąć odpowiednie działania, aby zminimalizować ryzyko stosowania biomasy leśnej niezgodnej z zasadami zrównoważonego rozwoju do produkcji bioenergii. W tym celu operatorzy powinni wprowadzić podejście oparte na ryzyku. W związku z tym Komisja powinna opracować, w drodze aktów wykonawczych, wytyczne operacyjne dotyczące weryfikacji zgodności z podejściem opartym na ryzyku po przeprowadzeniu konsultacji z Komitetem ds. Zrównoważonego Charakteru Biopaliw, Biopłynów i Paliw z Biomasy.
(103)
Zbiory w celu produkcji energii nasiliły się i mają się nadal nasilać w przyszłości, co pociąga za sobą zwiększenie przywozu surowców z państw trzecich oraz wzrost produkcji tych surowców na terenie Unii. Należy zapewnić zrównoważony charakter tych zbiorów.
(104)
W celu zminimalizowania obciążenia administracyjnego unijne kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych powinny mieć zastosowanie wyłącznie do energii elektrycznej i ciepła pochodzących z paliw z biomasy produkowanych w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 20 MW.
(105)
Paliwa z biomasy powinny być przekształcane w energię elektryczną i ciepło w efektywny sposób, aby maksymalnie zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne i ograniczanie emisji gazów cieplarnianych, a także ograniczyć emisje zanieczyszczeń powietrza i zminimalizować presję na ograniczone zasoby biomasy.
(106)
Należy podnieść minimalny próg ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i biogazu dla transportu produkowanych w nowych instalacjach w celu poprawy ich całkowitego bilansu gazów cieplarnianych oraz w celu zniechęcenia do dalszych inwestycji w instalacje o słabych parametrach pod względem ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. To podniesienie progu zapewnia ochronę inwestycji w odniesieniu do mocy produkcyjnych w zakresie produkcji biopaliw, biopłynów i biogazu dla transportu.
(107)
Na podstawie doświadczeń w praktycznym wdrażaniu unijnych kryteriów zrównoważonego rozwoju należy rozszerzyć rolę dobrowolnych międzynarodowych i krajowych systemów certyfikacji, aby weryfikacja zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju odbywała się w sposób zharmonizowany.
(108)
W interesie Unii leży działanie na rzecz opracowania dobrowolnych międzynarodowych lub krajowych systemów, które określają normy dla zrównoważonej produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy i poświadczają spełnianie tych norm przez produkcję biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. Z tego powodu należy ustanowić przepis nakazujący uznawanie systemów za dostarczające wiarygodnych dowodów i danych, jeżeli spełniają one odpowiednie normy wiarygodności, przejrzystości i niezależności audytu. W celu zapewnienia, aby zgodność z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych była być weryfikowana w solidny i ujednolicony sposób, a w szczególności w celu zapobiegania nadużyciom, Komisja powinna mieć prawo do przyjmowania szczegółowych przepisów wykonawczych, w tym odpowiednich standardów wiarygodności, przejrzystości i niezależnego audytu, które mają być stosowane w odniesieniu do systemów dobrowolnych.
(109)
Systemy dobrowolne odgrywają coraz ważniejszą rolę w dostarczaniu dowodów zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. Komisja powinna zatem zobowiązać dobrowolne systemy, w tym te już uznane przez Komisję, do regularnego składania sprawozdań z działalności. Sprawozdania te należy udostępniać publicznie, aby zwiększyć przejrzystość i poprawić nadzór sprawowany przez Komisję. Ponadto tego rodzaju sprawozdawczość byłaby dla Komisji źródłem niezbędnych informacji do wykorzystania w sprawozdaniach dotyczących działania dobrowolnych systemów z myślą o określeniu najlepszych praktyk i przedłożeniu, w stosownych przypadkach, wniosku dotyczącego dalszego propagowania takich najlepszych praktyk.
(110)
W celu ułatwienia funkcjonowania rynku wewnętrznego dowody dotyczące kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych dla biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, które zostały uzyskane w ramach systemu uznanego przez Komisję, powinny być akceptowane we wszystkich państwach członkowskich. Państwa członkowskie powinny przyczynić się do prawidłowego stosowania zasad certyfikacji dobrowolnych systemów, nadzorując działanie jednostek certyfikujących, które są akredytowane przez krajową jednostkę akredytującą, i informując dobrowolne systemy o istotnych obserwacjach.
(111)
W celu uniknięcia niewspółmiernych obciążeń administracyjnych należy ustanowić wykaz wartości standardowych dla powszechnych ścieżek produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, który powinien być aktualizowany i rozszerzany, gdy będą udostępniane nowe wiarygodne dane. W odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy podmioty gospodarcze powinny zawsze mieć możliwość powołania się na poziom ograniczenia emisji gazów cieplarnianych określony w tym wykazie. W przypadku gdy wartość standardowa dla ograniczania emisji gazów cieplarnianych dla danej ścieżki produkcji jest niższa niż wymagany minimalny poziom ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, producenci pragnący wykazać zgodność z tym poziomem minimalnym powinni mieć obowiązek wykazania, że rzeczywiste emisje gazów cieplarnianych ze stosowanego przez nich procesu produkcji są niższe niż emisje, które zostały przyjęte przy obliczeniach wartości standardowych.
(112)
Konieczne jest ustanowienie jasnych, opartych na obiektywnych i niedyskryminacyjnych kryteriach zasad dotyczących obliczania ograniczenia emisji gazów cieplarnianych z biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oraz ich odpowiedników kopalnych.
(113)
Zgodnie z aktualnym stanem wiedzy technicznej i naukowej w metodyce rozliczania emisji gazów cieplarnianych należy uwzględniać przekształcenie stałych i gazowych paliw z biomasy w energię końcową, aby zachować spójność z wyliczeniem udziału energii odnawialnej, którą można zaliczyć na poczet realizacji unijnego celu wyznaczonego w niniejszej dyrektywie. Przyporządkowanie emisji gazów cieplarnianych do produktów ubocznych, w odróżnieniu od odpadów i pozostałości, również powinno podlegać rewizji, w przypadkach gdy energia elektryczna lub ciepło i chłód są produkowane w instalacjach kogeneracyjnych lub poligeneracyjnych.
(114)
Jeżeli tereny zasobne w pierwiastek węgla znajdujący się w glebie lub roślinności zostaną przekształcone pod uprawę surowców do produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, część zmagazynowanego pierwiastka węgla zostanie zasadniczo uwolniona do atmosfery, co doprowadzi do wytworzenia dwutlenku węgla (CO2). Wynikający z tego negatywny wpływ gazów cieplarnianych może przewyższać – w niektórych przypadkach nawet w dużym stopniu – pozytywny wpływ związany ze zmniejszeniem emisji gazów cieplarnianych dzięki stosowaniu biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy. Dlatego przy obliczaniu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku poszczególnych biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy uwzględniane powinny być wszystkie skutki uwalniania węgla do atmosfery, do którego doszło w wyniku takiego przekształcenia. Jest to potrzebne, aby zagwarantować, że przy obliczeniach ograniczenia emisji gazów cieplarnianych uwzględniane są łączne skutki uwalnianego do atmosfery węgla, będące rezultatem stosowania biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy.
(115)
Obliczając wpływ przekształcenia terenów pod względem emisji gazów cieplarnianych, podmioty gospodarcze powinny mieć możliwość korzystania z wartości rzeczywistych zasobów węgla związanych z referencyjnym użytkowaniem terenu i użytkowaniem terenu po jego przekształceniu. Powinny również móc stosować wartości standardowe. Właściwą podstawę takich wartości standardowych stanowi metodyka Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu (zwanego dalej „IPCC”). Obecnie metoda ta nie została przedstawiona w postaci pozwalającej na bezpośrednie zastosowanie przez podmioty gospodarcze. Komisja powinna zatem zrewidować swoje wytyczne z dnia 10 czerwca 2010 r. w odniesieniu do obliczania zasobów węgla w glebie do celów zasad obliczania wpływu biopaliw, biopłynów i ich odpowiedników kopalnych na emisję gazów cieplarnianych, określonych w załączniku do niniejszej dyrektywy, a jednocześnie zapewnić zgodność z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (16).
(116)
Produkty uboczne z produkcji i stosowania paliw powinny być uwzględniane przy obliczaniu emisji gazów cieplarnianych. Metoda substytucyjna jest właściwa do celów analizy politycznej, lecz nie do regulacji dotyczących poszczególnych operatorów gospodarczych i poszczególnych partii paliw transportowych. W tych przypadkach najwłaściwszą metodą jest alokacja energii, ponieważ jest ona łatwa w stosowaniu i przewidywalna, ogranicza do minimum zachęty przynoszące efekty odwrotne do zamierzonych i daje wyniki, które są zasadniczo porównywalne z wynikami uzyskiwanymi przy stosowaniu metody substytucyjnej. Do celów analizy polityki Komisja powinna w swoich sprawozdaniach również podawać wyniki uzyskane przy zastosowaniu metody substytucyjnej.
(117)
Produkty uboczne są czym innym niż pozostałości i odpady rolnicze, ponieważ stanowią podstawowy cel procesu produkcji. Należy zatem uściślić, że pozostałości pożniwne pochodzące z rolnictwa są pozostałościami, a nie produktami ubocznymi. Nie ma to wpływu na dotychczasową metodykę, ale precyzuje istniejące przepisy.
(118)
Uznana metoda stosowania alokacji energii jako zasady podziału emisji gazów cieplarnianych między produkty uboczne działa dobrze i powinna być nadal wykorzystywana. Należy dostosować metodykę obliczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących ze skojarzonej gospodarki energetycznej (CHP) w przypadku stosowania CHP do przetwarzania biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy do metodyki stosowanej w przypadku CHP jako produktu końcowego.
(119)
W metodyce tej uwzględnia się redukcję emisji gazów cieplarnianych w wyniku stosowania CHP w porównaniu z wykorzystaniem tylko elektrowni lub tylko ciepłowni, z uwzględnieniem użyteczności energii cieplnej w porównaniu z energią elektryczną oraz użyteczności energii cieplnej przy różnych temperaturach. Wynika z tego, że przy wyższej temperaturze powstaje większa część całkowitej ilości emisji gazów cieplarnianych niż w przypadku ciepła przy niższej temperaturze, gdy jest ono wytwarzane jednocześnie z energią elektryczną. W metodyce tej uwzględnia się cały proces aż do uzyskania energii końcowej łącznie z przetworzeniem w energię cieplną lub elektryczną.
(120)
Dane wykorzystywane do obliczania wartości standardowych powinny być uzyskiwane z niezależnych źródeł naukowych i odpowiednio aktualizowane, w miarę jak te źródła dokonują dalszych postępów w pracach. Komisja powinna zachęcać te źródła do uwzględniania w aktualizacjach ich prac emisji pochodzących z upraw, wpływu warunków regionalnych i klimatycznych, wpływu upraw prowadzonych przy użyciu zrównoważonych rolnych i ekologicznych metod upraw, a także wkładu naukowego producentów w Unii i w państwach trzecich oraz wkładu społeczeństwa obywatelskiego.
(121)
Na świecie rośnie popyt na surowce rolne. Część tego rosnącego popytu zostanie prawdopodobnie zaspokojona poprzez zwiększenie powierzchni gruntów rolnych. Rekultywacja terenów, które zostały poważnie zdegradowane i wobec tego nie mogą być wykorzystywane w inny sposób do celów rolnych, jest sposobem na zwiększenie powierzchni gruntów rolnych dostępnych pod uprawy. System zrównoważonego rozwoju powinien zachęcać do użytkowania takich rekultywowanych terenów ponieważ propagowanie biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy przyczyni się do zwiększonego zapotrzebowania na produkty rolne.
(122)
W celu zapewnienia zharmonizowanego wdrożenia metodyki obliczania emisji gazów cieplarnianych oraz dostosowania jej do najnowszych wyników badań naukowych należy powierzyć Komisji uprawnienia wykonawcze do modyfikowania przewidzianych w tej metodyce zasad i wartości niezbędnych do oceny, czy kryteria ograniczenia emisji gazów cieplarnianych zostały spełnione, oraz do oceny, czy sprawozdania składane przez państwa członkowskie i państwa trzecie zawierają prawidłowe dane dotyczące emisji związanych z uprawą surowców.
(123)
Europejskie sieci gazowe stają się coraz bardziej zintegrowane. Promowanie produkcji i używania biometanu, jego wprowadzanie do sieci gazu ziemnego oraz handel transgraniczny tworzą potrzebę zapewnienia należytego uwzględniania energii odnawialnej, a także unikania podwójnych zachęt wynikających z systemów wsparcia w różnych państwach członkowskich. System bilansu masy związany z weryfikacją zrównoważonego rozwoju bioenergii oraz nowa unijna baza danych mają na celu pomóc w zajęciu się tymi kwestiami..
(124)
Dla osiągnięcia celów niniejszej dyrektywy niezbędne jest, aby Unia i państwa członkowskie poświęciły znaczącą ilość środków finansowych na badanie i rozwój technologii związanych z energią odnawialna. W szczególności Europejski Instytut Innowacji i Technologii powinien nadać pierwszeństwo pracom badawczo-rozwojowym nad technologiami związanymi z energią odnawialną.
(125)
Podczas wdrażania niniejszej dyrektywy należy uwzględniać, w stosownych przypadkach, Konwencję o dostępie do informacji, udziale społeczeństwa w podejmowaniu decyzji oraz dostępie do sprawiedliwości w sprawach dotyczących środowiska, w szczególności wdrożone za pośrednictwem dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2003/4/WE (17).
(126)
W celu zmiany lub uzupełnienia innych niż istotne elementów niniejszej dyrektywy należy przekazać Komisji uprawnienia do przyjmowania aktów zgodnie z art. 290 TFUE w odniesieniu do: ustanowienia metodyki obliczania ilości energii odnawialnej wykorzystywanej do chłodzenia oraz systemów lokalnego chłodzenia, a także metodyki obliczania energii z pomp ciepła; ustanowienia URDP oraz stworzenia warunków do sfinalizowania transakcji transferów statystycznych między państwami członkowskimi za pośrednictwem URDP; ustanowienia odpowiednich minimalnych progów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku pochodzących z recyklingu paliw węglowych; przyjęcia i, w stosownych, przypadkach zmiany kryteriów dotyczących certyfikacji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów oraz określania surowców o wysokim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów, w przypadku których to surowców zaobserwowano znaczącą ekspansję produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla i stopniowe zmniejszenie ich wkładu w realizację celów określonych w niniejszej dyrektywie; dostosowywania wartości energetycznej paliw transportowych do postępu naukowego i technicznego; ustanowienia unijnej metodyki określania zasad, według których podmioty gospodarcze mają spełniać warunki dotyczące zaliczania energii elektrycznej w całości jako odnawialnej w przypadku używania jej do produkcji odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego lub przy pobieraniu jej z sieci; określania metodyki, według której ustalany ma być udział biopaliwa oraz biogazu dla transportu będących produktem przetwarzania biomasy we wspólnym procesie z paliwami kopalnymi oraz metodyki, według której oceniane mają być ograniczenia emisji gazów cieplarnianych pochodzące z odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego oraz pochodzące z recyklingu paliw węglowych w celu zapewnienia, aby jednostki z tytułu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych przyznawane były tylko raz; zmiany wykazów surowców do produkcji zaawansowanych biopaliw i innych biopaliw oraz biogazu, wyłącznie poprzez dodawanie pozycji do tych wykazów, a nie ich usuwanie; oraz uzupełniania lub zmiany zasad obliczania wpływu biopaliw, biopłynów i ich odpowiedników kopalnych na emisję gazów cieplarnianych. Szczególnie ważne jest, aby w czasie prac przygotowawczych Komisja prowadziła stosowne konsultacje, w tym na poziomie ekspertów, oraz aby konsultacje te prowadzone były zgodnie z zasadami określonymi w Porozumieniu międzyinstytucjonalnym z dnia 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa (18). W szczególności, aby zapewnić Parlamentowi Europejskiemu i Radzie udział na równych zasadach w przygotowaniu aktów delegowanych, instytucje te otrzymują wszelkie dokumenty w tym samym czasie co eksperci państw członkowskich, a eksperci tych instytucji mogą systematycznie brać udział w posiedzeniach grup eksperckich Komisji zajmujących się przygotowaniem aktów delegowanych.
(127)
Środki niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy powinny zostać przyjęte zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 (19).
(128)
Ponieważ cel niniejszej dyrektywy, mianowicie osiągnięcie co najmniej 32-procentowego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii do 2030 r., nie może zostać osiągnięty w sposób wystarczający przez państwa członkowskie, natomiast ze względu na rozmiar działania, możliwe jest jego lepsze osiągnięcie na poziomie Unii, może ona podjąć działania zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu o Unii Europejskiej. Zgodnie z zasadą proporcjonalności określoną w tym artykule, niniejsza dyrektywa nie wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia tego celu.
(129)
Zgodnie ze wspólną deklaracją polityczną państw członkowskich i Komisji z dnia 28 września 2011 r. dotyczącą dokumentów wyjaśniających (20), państwa członkowskie zobowiązały się do złożenia, w uzasadnionych przypadkach, wraz z powiadomieniem o transpozycji, jednego lub więcej dokumentów wyjaśniających związki między elementami dyrektywy a odpowiadającymi im częściami krajowych instrumentów transpozycyjnych. W odniesieniu do niniejszej dyrektywy prawodawca uznaje, że przekazanie takich dokumentów jest uzasadnione.
(130)
Zobowiązanie do transpozycji niniejszej dyrektywy do prawa krajowego powinno być ograniczone do tych przepisów, które stanowią merytoryczną zmianę w porównaniu z dyrektywą 2009/28/WE. Zobowiązanie do transpozycji przepisów, które nie uległy zmianie, wynika z tej dyrektywy.
(131)
Niniejsza dyrektywa powinna pozostawać bez uszczerbku dla zobowiązań państw członkowskich dotyczących terminów transpozycji do prawa krajowego dyrektywy Rady 2013/18/UE (21) i dyrektywy (UE) 2015/1513,
PRZYJMUJĄ NINIEJSZĄ DYREKTYWĘ:
Artykuł 1
Przedmiot
Niniejsza dyrektywa ustanawia wspólne ramy dla promowania energii ze źródeł odnawialnych. Określa ona wiążący unijny cel ogólny w odniesieniu do całkowitego udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii w 2030 r. Ustanawia ona również zasady dotyczące wsparcia finansowego na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz dotyczące prosumpcji takiej energii elektrycznej, wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych w sektorze ogrzewania i chłodzenia oraz w sektorze transportu, współpracy regionalnej między państwami członkowskimi i między państwami członkowskimi a państwami trzecimi, gwarancji pochodzenia, procedur administracyjnych oraz informacji i szkoleń. Określa ona również kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych dla biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy.
Artykuł 2
Definicje
Do celów niniejszej dyrektywy stosuje się odpowiednie definicje zawarte w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (22).
Stosuje się również następujące definicje:
1)
„energia ze źródeł odnawialnych” lub „energia odnawialna” oznacza energię z odnawialnych źródeł niekopalnych, a mianowicie energię wiatru, energię promieniowania słonecznego (energię słoneczną termiczną i energię fotowoltaiczną) oraz energię geotermalną, energię otoczenia, energię pływów, fal i inną energię oceanów, hydroenergię, biomasę oraz gaz pochodzący z wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków i ze źródeł biologicznych (biogaz);
2)
„energia otoczenia” oznacza naturalnie występującą energię termiczną i energię skumulowaną w środowisku o określonych granicach, która może znajdować się w powietrzu otoczenia, z wyłączeniem powietrza wylotowego, lub w wodzie powierzchniowej lub ściekach;
3)
„energia geotermalna” oznacza energię zgromadzoną w postaci ciepła pod powierzchnią ziemi;
4)
„końcowe zużycie energii brutto” oznacza towary energetyczne dostarczane do celów energetycznych przemysłowi, sektorowi transportu, gospodarstwom domowym, sektorowi usługowemu, w tym świadczącemu usługi publiczne, rolnictwu, leśnictwu i rybołówstwu, zużycie energii elektrycznej i ciepła przez przemysł energetyczny na produkcję energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych oraz straty energii elektrycznej i ciepła podczas dystrybucji i przesyłu;
5)
„system wsparcia” oznacza każdy instrument, system lub mechanizm stosowany przez państwo członkowskie lub grupę państw członkowskich, który promuje wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych dzięki zmniejszeniu kosztów tej energii, zwiększeniu ceny, za którą można ją sprzedać, lub zwiększeniu – poprzez nałożenie obowiązku stosowania energii odnawialnej lub w inny sposób – jej nabywanej ilości, w tym m.in.: pomoc inwestycyjną, zwolnienia z podatków lub ulgi podatkowe, zwrot podatków, systemy wsparcia polegające na nałożeniu obowiązku stosowania energii odnawialnej, w tym również systemy posługujące się zielonymi certyfikatami, oraz systemy bezpośredniego wsparcia cen, w tym taryfy gwarantowane oraz wypłaty premii zmiennej albo stałej;
6)
„obowiązek stosowania energii odnawialnej” oznacza system wsparcia zobowiązujący producentów energii do produkcji określonej części energii ze źródeł odnawialnych, zobowiązujący dostawców energii do pokrywania określonej części swoich dostaw przez energię ze źródeł odnawialnych lub zobowiązujący konsumentów energii do pokrywania określonej części swojego zapotrzebowania przez energię ze źródeł odnawialnych, w tym systemy, w których wymogi te można spełnić, stosując zielone certyfikaty;
7)
„instrument finansowy” oznacza instrument finansowy zdefiniowany w art. 2 pkt 29 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE, Euratom) 2018/1046 (23);
8)
„MŚP” oznacza mikro-, małe lub średnie przedsiębiorstwo zdefiniowane w art. 2 załącznika do zaleceniu Komisji 2003/361/WE (24);
9)
„ciepło odpadowe i chłód odpadowy” oznacza niemożliwe do uniknięcia ciepło lub chłód, które są wytwarzane jako produkt uboczny w instalacjach przemysłowych lub instalacjach wytwórczych energii lub w sektorze usług i które bez dostępu do systemu ciepłowniczego lub chłodniczego pozostałyby niewykorzystane, rozpraszając się w powietrzu lub w wodzie, w przypadku gdy jest lub będzie wykorzystywany proces kogeneracji lub gdy kogeneracja nie jest możliwa;
10)
„rozbudowa źródła energii” oznacza modernizację elektrowni produkujących energię odnawialną, w tym pełną lub częściową wymianę instalacji lub systemów i urządzeń w celu wymiany mocy lub w celach zwiększenia efektywności lub mocy instalacji;
11)
„operator systemu dystrybucyjnego” oznacza operatora zdefiniowanego w art. 2 pkt 6 dyrektywy 2009/72/WE oraz w art. 2 pkt 6 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE (25);
12)
„gwarancja pochodzenia” oznacza elektroniczny dokument, który służy wyłącznie jako dowód dla odbiorcy końcowego, że dana część lub ilość energii została wyprodukowana ze źródeł odnawialnych;
13)
„miks pozostałej energii” oznacza całkowity roczny miks energetyczny danego państwa członkowskiego z wyłączeniem części objętej anulowanymi gwarancjami pochodzenia;
14)
„prosument energii odnawialnej” oznacza odbiorcę końcowego działającego w ramach swoich obiektów o określonych granicach lub, jeśli jest to dozwolone przez państwo członkowskie, w ramach innych obiektów, który wytwarza odnawialną energię elektryczną na własne potrzeby oraz który może magazynować lub sprzedawać samodzielnie wytworzoną energię elektryczną, pod warunkiem że w przypadku prosumenta energii odnawialnej, niebędącego gospodarstwem domowym, działania te nie stanowią jego podstawowej działalności handlowej lub zawodowej;
15)
„działający grupowo prosumenci energii odnawialnej” oznaczają grupę co najmniej dwóch działających wspólnie prosumentów energii odnawialnej zgodnie z pkt 14, zlokalizowanych w tym samym budynku lub budynku wielomieszkaniowym;
16)
„społeczność energetyczna działająca w zakresie energii odnawialnej” oznacza podmiot prawny:
a)
który, zgodnie z mającym zastosowanie prawem krajowym, opiera się na otwartym i dobrowolnym uczestnictwie, jest niezależny i jest skutecznie kontrolowany przez udziałowców lub członków zlokalizowanych w niewielkiej odległości od projektów dotyczących energii odnawialnej będących własnością tego podmiotu prawnego i przez niego rozwijanych;
b)
którego udziałowcy lub członkowie są osobami fizycznymi, MŚP lub organami lokalnymi, w tym gminnymi;
c)
którego podstawowym celem – zamiast przynoszenia zysków finansowych – jest raczej przynoszenie korzyści środowiskowych, ekonomicznych lub społecznych jego udziałowcom, członkom lub lokalnym obszarom, na których on działa;
17)
„umowa zakupu odnawialnej energii elektrycznej” oznacza umowę, na podstawie której osoba fizyczna lub prawna zgadza się na zakup odnawialnej energii elektrycznej bezpośrednio od producenta energii elektrycznej;
18)
„partnerski (peer-to-peer) handel” energią odnawialną oznacza sprzedaż energii odnawialnej pomiędzy uczestnikami rynku na podstawie umowy zawierającej z góry określone warunki dotyczące zautomatyzowanego wykonania transakcji i płatności za nią bezpośrednio między uczestnikami rynku albo pośrednio poprzez certyfikowanego uczestnika rynku będącego stroną trzecią, takiego jak koncentrator. Prawo do prowadzenia partnerskiego (peer-to-peer) handlu pozostaje bez uszczerbku dla praw i obowiązków stron działających jako odbiorcy końcowi, producenci, dostawcy lub koncentratorzy;
19)
„system ciepłowniczy” lub „system chłodniczy” oznacza dystrybucję energii termicznej w postaci pary, gorącej wody lub schłodzonych płynów z centralnych lub zdecentralizowanych źródeł produkcji przez sieć do wielu budynków lub punktów w celu wykorzystania jej do ogrzewania lub chłodzenia pomieszczeń lub procesów;
20)
„efektywny system ciepłowniczy i chłodniczy” oznacza efektywny system ciepłowniczy i chłodniczy zdefiniowany w art. 2 pkt 41 dyrektywy 2012/27/UE;
21)
„wysokosprawna kogeneracja” oznacza wysokosprawną kogenerację zdefiniowaną w art. 2 pkt 34 2012/27/UE;
22)
„świadectwo charakterystyki energetycznej” oznacza świadectwo charakterystyki energetycznej zdefiniowane w art. 2 pkt 12 dyrektywy 2010/31/UE;
23)
„odpady” oznaczają odpady zdefiniowane w art. 3 pkt 1 dyrektywy 2008/98/WE, z wyłączeniem substancji, które zostały w sposób zamierzony zmodyfikowane lub zanieczyszczone w celu spełnienia niniejszej definicji;
24)
„biomasa” oznacza ulegającą biodegradacji frakcję produktów, odpadów lub pozostałości pochodzenia biologicznego z rolnictwa, łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi, z leśnictwa i powiązanych działów przemysłu, w tym rybołówstwa i akwakultury, a także ulegającą biodegradacji frakcję odpadów, w tym odpadów przemysłowych i miejskich pochodzenia biologicznego;
25)
„biomasa rolnicza” oznacza biomasę pochodzącą z produkcji rolniczej;
26)
„biomasa leśna” oznacza biomasę pochodzącą z produkcji leśnej;
27)
„paliwa z biomasy” oznaczają paliwa gazowe i stałe wyprodukowane z biomasy;
28)
„biogaz” oznacza paliwa gazowe wyprodukowane z biomasy;
29)
„bioodpady” oznaczają bioodpady zdefiniowane w art. 3 pkt 4 dyrektywy 2008/98/WE;
30)
„obszar pozyskiwania” oznacza określony geograficznie obszar, z którego pozyskiwany jest surowiec będący biomasą leśną, z którego dostępne są wiarygodne i niezależne informacje i w którym warunki są wystarczająco jednolite w celu oceny ryzyka związanego z cechami zrównoważonego rozwoju i legalności biomasy leśnej;
31)
„regeneracja lasu” oznacza przywrócenie drzewostanu leśnego w sposób naturalny lub sztuczny po usunięciu pierwotnego drzewostanu poprzez wyrąb lub po jego ubytku z przyczyn naturalnych, takich jak pożary lub burze;
32)
„biopłyny” oznaczają ciekłe paliwa dla celów energetycznych, innych niż w transporcie, w tym do produkcji energii elektrycznej oraz ciepła i chłodu, produkowane z biomasy;
33)
„biopaliwa” oznaczają ciekłe paliwa dla transportu, produkowane z biomasy;
34)
„zaawansowane biopaliwa” oznaczają biopaliwa produkowane z surowców wymienionych w załączniku IX część A;
35)
„pochodzące z recyklingu paliwa węglowe” oznaczają paliwa ciekłe lub gazowe, które są produkowane z pochodzących ze źródeł nieodnawialnych ciekłych lub stałych strumieni odpadów nienadających się do odzyskiwania materiałów zgodnie z art. 4 dyrektywy 2008/98/WE lub z pochodzącego ze źródeł nieodnawialnych gazu odlotowego z procesów technologicznych i gazu spalinowego powstałych jako nieuniknione i niezamierzone następstwo procesu produkcyjnego w instalacjach przemysłowych;
36)
„odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego” oznaczają paliwa ciekłe lub gazowe wykorzystywane w sektorze transportu inne niż biopaliwa lub biogaz, których wartość energetyczna pochodzi ze źródeł odnawialnych innych niż biomasa;
37)
„biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów” oznaczają biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, których surowce zostały wyprodukowane w ramach systemów niepowodujących efektu przeniesienia związanego z biopaliwami bazującymi na roślinach spożywczych i pastewnych, biopłynami i paliwami z biomasy dzięki ulepszonym praktykom rolniczym, a także dzięki uprawom prowadzonym na obszarach poprzednio niewykorzystywanych do tego celu i które to surowce zostały wyprodukowane zgodnie z kryteriami zrównoważonego rozwoju dla biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy określonymi w art. 29;
38)
„dostawca paliwa” oznacza podmiot dostarczający paliwo na rynek, który jest odpowiedzialny za zgłaszanie paliw organom podatkowym właściwym w zakresie akcyzy albo w przypadku energii elektrycznej lub gdy podatek akcyzowy nie jest należny, lub gdy jest to należycie uzasadnione każdy inny odpowiedni podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie;
39)
„rośliny wysokoskrobiowe” oznaczają rośliny obejmujące głównie zboża, niezależnie od tego, czy wykorzystywane są tylko ziarna czy całe rośliny, tak jak w przypadku zielonej kukurydzy; rośliny bulwiaste i korzeniowe, takie jak ziemniaki, topinambur, słodkie ziemniaki, maniok i ignamy; oraz rośliny cebulowe, takie jak kolokazja jadalna i ksantosoma;
40)
„rośliny spożywcze i pastewne” oznaczają rośliny wysokoskrobiowe, rośliny cukrowe lub rośliny oleiste uprawiane na gruntach rolnych jako uprawa główna z wyłączeniem pozostałości, odpadów lub materiału lignocelulozowego i międzyplony, takie jak rośliny międzyplonowe i uprawy okrywowe, pod warunkiem że stosowanie takich międzyplonów nie powoduje zapotrzebowania na dodatkowe grunty;
41)
„materiał lignocelulozowy” oznacza materiał składający się z ligniny, celulozy i hemicelulozy, taki jak biomasa pozyskana z lasów, drzewiastych roślin energetycznych oraz pozostałości i odpady przemysłowe gałęzi przemysłu związanych z leśnictwem;
42)
„niespożywczy materiał celulozowy” oznacza surowce składające się głównie z celulozy i hemicelulozy i mające niższą zawartość ligniny niż materiał lignocelulozowy, w tym pozostałości pożniwne roślin spożywczych i pastewnych, takie jak słoma, łodygi roślin zbożowych, łuski nasion i łupiny; trawiaste rośliny energetyczne o niskiej zawartości skrobi, takie jak życica, proso rózgowate, Miskanthus, arundo trzcinowate; uprawy okrywowe przed uprawami głównymi i po nich; uprawy płodozmianowe; pozostałości przemysłowe, w tym z roślin spożywczych i pastewnych – po wyekstrahowaniu olejów roślinnych, cukrów, skrobi i białek; a także materiał z bioodpadów w przypadku, gdy uprawy płodozmianowe i okrywowe rozumiane są jako tymczasowe, krótkoterminowe zasiewy pastwisk mieszankami traw i roślin strączkowych o niskiej zawartości skrobi w celu uzyskania paszy dla zwierząt gospodarskich i poprawy żyzności gleby z myślą o uzyskaniu wyższych plonów z głównych upraw polowych;
43)
„pozostałość” oznacza substancję niebędącą produktem końcowym (produktami końcowymi), którego (których) bezpośredniej produkcji służy dany proces produkcji; nie jest ona podstawowym celem tego procesu produkcji i proces ten nie został w sposób zamierzony zmodyfikowany w celu jej wyprodukowania;
44)
„pozostałości pochodzące z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa” oznaczają pozostałości bezpośrednio wytworzone przez rolnictwo, akwakulturę, rybołówstwo i leśnictwo, i które nie obejmują one pozostałości pochodzących z powiązanych branż lub powiązanego przetwórstwa;
45)
„wartość rzeczywista” oznacza wartość ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do niektórych lub wszystkich etapów określonego procesu produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, obliczoną zgodnie z metodyką określoną w załączniku V część C lub w załączniku VI część B;
46)
„wartość typowa” oznacza szacunkową wartość emisji gazów cieplarnianych i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku danej ścieżki produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy, która to wartość jest reprezentatywna dla zużycia w Unii;
47)
„wartość standardowa” oznacza wartość wyprowadzoną z wartości typowej przy zastosowaniu określonych z góry czynników, która może być stosowana zamiast wartości rzeczywistej w pewnych okolicznościach określonych w niniejszej dyrektywie.
Artykuł 3
Wiążący ogólny cel unijny na 2030 r.
1.   Państwa członkowskie wspólnie zapewniają, aby udział energii ze źródeł odnawialnych w Unii w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. wynosił co najmniej 32 %. Komisja dokonuje oceny tego celu z myślą o przedłożeniu do 2023 r. wniosku ustawodawczego dotyczącego zwiększenia tego celu, jeśli koszty produkcji energii odnawialnej ulegną dalszemu znacznemu obniżeniu, jeśli będzie to konieczne do spełnienia międzynarodowych zobowiązań Unii w zakresie obniżenia emisyjności lub jeśli takie zwiększenie będzie uzasadnione istotnym zmniejszeniem zużycia energii w Unii.
2.   By wspólnie zrealizować wiążący ogólny cel unijny na 2030 r., określony w ust. 1 niniejszego artykułu, państwa członkowskie określają wkłady krajowe w swoich zintegrowanych planach krajowych w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z art. 3–5 i 9–14 rozporządzenia (UE) 2018/1999. Przygotowując projekty zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu, państwa członkowskie mogą rozważyć skorzystanie ze wzoru, o którym mowa w załączniku II do tego rozporządzenia.
Jeżeli na podstawie oceny projektów zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu przedłożonych zgodnie z art. 9 rozporządzenia (UE) 2018/1999 Komisja stwierdzi, że wkłady krajowe państw członkowskich są niewystarczające do wspólnego osiągnięcia wiążącego ogólnego celu unijnego, przeprowadza procedurę określoną w art. 9 i 31 tego rozporządzenia.
3.   Państwa członkowskie zapewniają opracowywanie swoich polityk krajowych, w tym zobowiązań wynikających z art. 25–28 niniejszej dyrektywy, oraz swoich systemów wsparcia, z należytym uwzględnieniem hierarchii postępowania z odpadami określonej w art. 4 dyrektywy 2008/98/WE, by zapobiec wystąpieniu nadmiernych zakłóceń na rynkach surowców. Państwa członkowskie nie udzielają wsparcia na rzecz energii odnawialnej wyprodukowanej ze spalania odpadów, jeśli nie są spełniane obowiązki w zakresie selektywnej zbiórki określone w tej dyrektywie.
4.   Od dnia 1 stycznia 2021 r. udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w każdym państwie członkowskim nie może być niższy niż udział bazowy wskazany w trzeciej kolumnie tabeli w części A załącznika I do niniejszej dyrektywy. Państwa członkowskie wprowadzają konieczne środki w celu zapewnienia zgodności z tym poziomem bazowym. Jeżeli dane państwo członkowskie nie utrzymuje swojego udziału bazowego zmierzonego w każdym okresie jednego roku, zastosowanie ma art. 32 ust.4 akapity pierwszy i drugi rozporządzenia (UE) 2018/1999.
5.   Komisja wspiera duże ambicje państw członkowskich, wprowadzając ramy umożliwiające zwiększone wykorzystanie funduszy unijnych – w tym dodatkowych funduszy na rzecz ułatwienia sprawiedliwego przejścia regionów o wysokich emisjach dwutlenku węgla na zwiększone wykorzystywanie energii odnawialnej – a w szczególności instrumentów finansowych, zwłaszcza do następujących celów:
a)
zmniejszenia kosztów kapitału w przypadku projektów dotyczących energii odnawialnej;
b)
opracowania projektów i programów na rzecz włączenia źródeł odnawialnych do systemu energetycznego, zwiększenia elastyczności systemu energetycznego, utrzymania stabilność sieci i rozwiązywania zatorów w sieci;
c)
stworzenia infrastruktury sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, inteligentnych sieci, obiektów magazynowania oraz połączeń międzysystemowych, przy założeniu osiągnięcia do 2030 r. docelowego poziomu energoelektrycznych połączeń międzysystemowych wynoszącego 15 %, by zwiększyć osiągalny pod względem technicznym i opłacalny pod względem ekonomicznym poziom energii odnawialnej w systemie elektroenergetycznym;
d)
wzmocnienia współpracy regionalnej między państwami członkowskimi oraz między państwami członkowskimi a państwami trzecimi w drodze wspólnych projektów, wspólnych systemów wsparcia oraz otwierania systemów wsparcia na rzecz odnawialnej energii elektrycznej dla producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich.
6.   Komisja ustanawia platformę wspomagającą, aby wspierać państwa członkowskie, które korzystają z mechanizmów współpracy w celu przyczynienia się do realizacji wiążącego ogólnego celu unijnego, określonego w ust. 1.
Artykuł 4
Systemy wsparcia na rzecz energii ze źródeł odnawialnych
1.   W celu osiągnięcia lub przekroczenia unijnego celu określonego w art. 3 ust. 1 i wkładów każdego państwa członkowskiego w realizację tego celu określonych na poziomie krajowym w odniesieniu do rozpowszechniania energii odnawialnej państwa członkowskie mogą stosować systemy wsparcia.
2.   Systemy wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych zapewniają zachęty na rzecz wprowadzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej w sposób rynkowy i reagujący na sytuację rynkową, przy unikaniu niepotrzebnych zakłóceń rynków energii elektrycznej i z uwzględnieniem ewentualnych kosztów włączenia do systemu oraz stabilności sieci.
3.   Systemy wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych są projektowane w taki sposób, aby maksymalnie zwiększyć wprowadzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej i aby zapewnić, żeby producenci energii odnawialnej reagowali na sygnały cenowe z rynku i maksymalizowali swoje przychody z rynku.
W tym celu, w odniesieniu do systemów bezpośredniego wsparcia cen, wsparcie jest przyznawane w formie premii rynkowej, która może być, między innymi, zmienna albo stała.
Państwa członkowskie mogą wyłączyć stosowanie niniejszego ustępu w stosunku do małych instalacji i projektów demonstracyjnych, bez uszczerbku dla mającego zastosowanie prawa Unii dotyczącego rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
4.   Państwa członkowskie zapewniają przyznawanie wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w sposób otwarty, przejrzysty, konkurencyjny, niedyskryminujący i racjonalny pod względem kosztów.
Państwa członkowskie mogą wyłączyć stosowanie postępowań o udzielenie zamówienia wobec małych instalacji i projektów demonstracyjnych.
Państwa członkowskie mogą również rozważyć ustanowienie mechanizmów służących zapewnieniu regionalnej dywersyfikacji w zakresie wdrażania odnawialnej energii elektrycznej, w szczególności w celu zapewnienia opłacalnego włączenia do systemu.
5.   Państwa członkowskie mogą ograniczyć postępowania o udzielenie zamówienia do konkretnych technologii, w przypadku gdy otwarcie systemów wsparcia dla wszystkich producentów energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych prowadziłoby do nieoptymalnego wyniku, z uwagi na:
a)
długoterminowy potencjał danej technologii;
b)
potrzebę osiągnięcia dywersyfikacji;
c)
koszty włączenia do sieci;
d)
ograniczenia sieciowe i stabilność sieci;
e)
w odniesieniu do biomasy – potrzebę unikania zakłóceń na rynkach surowców.
6.   W przypadkach udzielania wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w drodze postępowań o udzielenie zamówienia, państwa członkowskie aby zapewnić wysoki wskaźnik realizacji projektów:
a)
opracowują i publikują niedyskryminacyjne i przejrzyste kryteria kwalifikacji do postępowań o udzielenie zamówienia i wyznaczają jasne terminy i zasady realizacji projektu;
b)
publikują informacje o poprzednich postępowaniach o udzielenie zamówienia, w tym na temat wskaźników realizacji projektów.
7.   W celu zwiększenia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych w regionach najbardziej oddalonych i na małych wyspach państwa członkowskie mogą dostosować systemy wsparcia finansowego na rzecz projektów zlokalizowanych w tych regionach, by uwzględnić koszty produkcji związane z występującymi tam szczególnymi warunkami w zakresie odizolowania i uzależnienia od źródeł zewnętrznych.
8.   Do dnia 31 grudnia 2021 r. i następnie co trzy lata Komisja składa sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie na temat wyników wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych udzielanego w Unii w drodze postępowań o udzielenie zamówienia, zawierające w szczególności analizę zdolności postępowań o udzielenie zamówienia do:
a)
osiągania obniżenia kosztów;
b)
uzyskiwania usprawnień technologicznych;
c)
uzyskiwania wysokiego wskaźnika realizacji;
d)
umożliwienia niedyskryminacyjnego uczestnictwa małych podmiotów oraz, w stosownych przypadkach, organów lokalnych;
e)
ograniczenia oddziaływania na środowisko;
f)
zapewnienia akceptacji wśród ludności lokalnej;
g)
zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i włączenia do sieci.
9.   Niniejszy artykuł ma zastosowanie bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE.
Artykuł 5
Otwarcie systemów wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych
1.   Państwa członkowskie mają prawo decydowania zgodnie z art. 7–13 niniejszej dyrektywy o tym, w jakim zakresie wspierają energię elektryczną ze źródeł odnawialnych produkowaną w innym państwie członkowskim. Państwa członkowskie mogą jednak otworzyć systemy wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych dla udziału producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich na warunkach określonych w niniejszym artykule.
Otwierając możliwość udziału w systemach wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, państwa członkowskie mogą postanowić, że wsparcie na rzecz orientacyjnego udziału mocy nieobjętej dotychczas wsparciem lub orientacyjnej części budżetu przeznaczonego na to będą w każdym roku otwarte dla producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich.
Takie orientacyjne udziały mogą wynosić, w każdym roku, co najmniej 5 % od 2023 r. do 2026 r. i co najmniej 10 % od 2027 r. do 2030 r., lub – jeżeli są one niższe – być na poziomie istnienia połączeń międzysystemowych danego państwa członkowskiego w danym roku.
W celu zdobycia dalszego doświadczenia w zakresie realizacji, państwa członkowskie mogą zorganizować jeden lub kilka systemów pilotażowych, w przypadku których wsparcie jest dostępne dla producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich.
2.   Państwa członkowskie mogą wymagać udowodnienia fizycznego przywozu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Do tego celu państwa członkowskie mogą ograniczyć możliwość udziału w swoich systemach wsparcia do producentów zlokalizowanych w państwach członkowskich, z którymi są bezpośrednio połączone wzajemnymi połączeniami. Państwa członkowskie nie zmieniają jednak ani inaczej nie wpływają na harmonogramy międzystrefowe i przydział mocy, ze względu na producentów uczestniczących w transgranicznych systemach wsparcia. Transgraniczne transfery energii elektrycznej są określane wyłącznie przy uwzględnieniu wyniku przydziału mocy na podstawie prawa Unii dotyczącego rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
3.   Jeżeli dane państwo członkowskie postanowi otworzyć możliwość udziału w systemie wsparcia dla producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich, zainteresowane państwa członkowskie uzgadniają zasady takiego udziału. Takie umowy obejmują co najmniej zasady zaliczania odnawialnej energii elektrycznej, która jest przedmiotem transgranicznego wsparcia.
4.   Na wniosek zainteresowanych państw członkowskich Komisja wspiera je w procesie negocjacji przy wypracowywaniu ustaleń dotyczących współpracy poprzez przekazywanie informacji i analiz, w tym danych ilościowych i jakościowych dotyczących bezpośrednich i pośrednich kosztów współpracy i korzyści ze współpracy, a także poprzez przekazywanie wskazówek i technicznej wiedzy fachowej. Komisja może zachęcać do wymiany najlepszych praktyk lub ułatwiać tę wymianę oraz opracować wzorce umów o współpracę w celu usprawnienia procesu negocjacji. Do 2025 r. Komisja oceni koszty i korzyści wdrażania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w Unii zgodnie z niniejszym artykułem.
5.   Do 2023 r. Komisja przeprowadzi ocenę wdrożenia niniejszego artykułu. Ocena ta będzie zorientowana na analizę potrzeby zobowiązania państw członkowskich do częściowego otwarcia możliwości udziału w ich systemach wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych dla producentów zlokalizowanych w innych państwach członkowskich, z myślą o osiągnięciu 5 % otwarcia tych systemów do 2025 r. i 10 % otwarcia tych systemów do 2030 r.
Artykuł 6
Stabilność wsparcia finansowego
1.   Z zastrzeżeniem niezbędnych modyfikacji pozwalających na zachowanie zgodności z art. 107 i 108 TFUE państwa członkowskie zapewniają, aby poziom wsparcia i warunki udzielenia wsparcia na rzecz projektów dotyczących energii odnawialnej nie zostały zmienione w sposób, który negatywnie wpłynąłby na prawa przyznane na jego podstawie i naruszył finansową rentowność projektów, które korzystają już ze wsparcia.
2.   Państwa członkowskie mogą dostosowywać poziom wsparcia zgodnie z obiektywnymi kryteriami, pod warunkiem że takie kryteria zostały ustanowione w pierwotnym projekcie systemu wsparcia.
3.   Państwa członkowskie publikują długoterminowy harmonogram dotyczący oczekiwanego przydziału wsparcia obejmujący, jako punkt odniesienia, co najmniej pięć kolejnych lat lub – w przypadku ograniczeń budżetowych w planowaniu – kolejne trzy lata, zawierający orientacyjne terminy, w odpowiednich przypadkach częstotliwość postępowań o udzielenie zamówienia, oczekiwaną moc i budżet lub maksymalne jednolite wsparcie, które ma zostać przydzielone, oraz oczekiwane kwalifikujące się technologie, stosownie do przypadku. Harmonogram ten jest aktualizowany corocznie lub, w razie konieczności, w celu uwzględnienia zmiany sytuacji na rynku lub oczekiwanego przydziału wsparcia.
4.   Nie rzadziej niż raz na pięć lat państwa członkowskie oceniają efektywność swoich systemów wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz ich główne skutki dystrybucyjne dla różnych grup konsumentów, a także dla inwestycji. Ocena ta uwzględnia wpływ ewentualnych zmian w systemach wsparcia. Wyniki tej oceny uwzględnia się w orientacyjnym długoterminowym planowaniu dotyczącym decyzji w sprawie wsparcia i projektowania nowego wsparcia. Państwa członkowskie włączają tę ocenę do odpowiednich aktualizacji swoich zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu oraz sprawozdań z postępów zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999.
Artykuł 7
Obliczanie udziału energii ze źródeł odnawialnych
1.   Końcowe zużycie energii brutto ze źródeł odnawialnych w poszczególnych państwach członkowskich oblicza się jako sumę:
a)
końcowego zużycia energii elektrycznej brutto ze źródeł odnawialnych;
b)
końcowego zużycia energii brutto ze źródeł odnawialnych w sektorze ogrzewania i chłodzenia; oraz
c)
końcowego zużycia energii ze źródeł odnawialnych w sektorze transportu.
W odniesieniu do akapitu pierwszego lit. a), b) lub c), gaz, energię elektryczną i wodór uzyskane ze źródeł odnawialnych uwzględnia się wyłącznie jeden raz do celów obliczenia udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w ramach.
Z zastrzeżeniem art. 29 ust. 1 akapit drugi biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, które nie spełniają kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonych w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10, nie są brane pod uwagę.
2.   Dla celów ust. 1 akapit pierwszy lit. a) końcowe zużycie energii elektrycznej brutto ze źródeł odnawialnych oblicza się jako ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w państwie członkowskim ze źródeł odnawialnych, łącznie z energią elektryczną wyprodukowaną przez prosumentów energii odnawialnej i społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej, z wyłączeniem produkcji energii elektrycznej w elektrowniach szczytowo-pompowych wykorzystujących wodę, która została wcześniej wpompowana w górę.
W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego, wykorzystujących źródła odnawialne oraz nieodnawialne, uwzględnia się tylko energię wyprodukowaną ze źródeł odnawialnych. Dla celów tego obliczenia udział każdego źródła energii oblicza się na podstawie jego wartości energetycznej.
Energię elektryczną wyprodukowaną dzięki wykorzystaniu energii wodnej i energii wiatru uwzględnia się zgodnie z zasadami normalizacji określonymi w załączniku II.
3.   Dla celów ust. 1 akapit pierwszy lit. b) końcowe zużycie brutto energii ze źródeł odnawialnych w sektorze ogrzewania i chłodzenia oblicza się jako ilość energii cieplnej i chłodniczej wyprodukowanej w danym państwie członkowskim ze źródeł odnawialnych, powiększoną o zużycie energii z innych źródeł odnawialnych przez sektor przemysłu, gospodarstwa domowe, sektory usług, rolnictwa, leśnictwa i rybołówstwa w celu ogrzewania i chłodzenia i w procesach technologicznych.
W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego wykorzystujących źródła odnawialne i nieodnawialne uwzględnia się tylko ciepło i chłód wyprodukowane ze źródeł odnawialnych. Dla celów tego obliczenia udział każdego źródła energii oblicza się na podstawie jego wartości energetycznej.
Dla celów ust. 1 akapit pierwszy lit. b) uwzględnia się energię otoczenia i energię geotermalną używaną do ogrzewania i chłodzenia za pomocą pomp ciepła i systemów lokalnego chłodzenia, jeżeli końcowy wynik energetyczny przekracza znacząco początkowy nakład energii wymagany do ogrzania pomp. Ilość ciepła lub chłodu, którą traktuje się jako energię ze źródeł odnawialnych dla celów niniejszej dyrektywy, oblicza się zgodnie z metodyką określoną w załączniku VII i uwzględnia się w niej zużycie energii we wszystkich sektorach będących odbiorcą końcowym.
Dla celów ust. 1 akapit pierwszy lit. b) nie uwzględnia się energii termicznej wytworzonej przez systemy pasywne, w ramach których niższe zużycie energii zyskuje się w sposób pasywny dzięki konstrukcji budynku lub ciepłu wytworzonemu przez energię ze źródeł nieodnawialnych.
Do dnia 31 grudnia 2021 r Komisja przyjmuje zgodnie z art. 35 akty delegowane w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez ustanowienie metodyki obliczania ilości energii odnawialnej wykorzystywanej do chłodzenia oraz systemów lokalnego chłodzenia, a także w celu zmiany załącznika VII.
Metodyka ta obejmuje minimalne współczynniki sezonowej wydajności dla pomp ciepła działających w trybie wstecznym.
4.   Do celów ust.1 akapit pierwszy lit. c) zastosowanie mają następujące wymogi:
a)
końcowe zużycie energii ze źródeł odnawialnych w sektorze transportu oblicza się jako sumę wszystkich biopaliw, paliw z biomasy i odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego zużywanych w sektorze transportu. Odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego, które są produkowane z odnawialnej energii elektrycznej, uwzględnia się jednak w obliczeniach na podstawie ust. 1 akapit pierwszy lit. a) wyłącznie wówczas, gdy obliczana jest ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w danym państwie członkowskim ze źródeł odnawialnych;
b)
do celów obliczenia końcowego zużycia energii w sektorze transportu stosuje się wartości dotyczące wartości energetycznej paliw transportowych określone w załączniku III. W celu określenia wartości energetycznej paliw transportowych niewymienionych w załączniku III państwa członkowskie stosują odpowiednie normy europejskiej organizacji normalizacyjnej (zwanej dalej „ESO”) w celu ustalania wartości kalorycznych paliw. W przypadku gdy nie przyjęto w tym celu norm ESO, stosuje się odpowiednie normy Międzynarodowej Organizacji Normalizacyjnej (zwanej dalej „ISO”).
5.   Udział energii ze źródeł odnawialnych oblicza się jako wartość końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych podzieloną przez wartość końcowego zużycia energii brutto ze wszystkich źródeł i wyraża się w procentach.
Do celów akapitu pierwszego niniejszego ustępu suma, o której mowa w ust. 1 akapit pierwszy niniejszego artykułu, jest dostosowywana zgodnie z art. 8, 10, 12 i 13.
Przy obliczaniu końcowego zużycia energii brutto danego państwa członkowskiego w celu zbadania, w jakim stopniu spełnia ono cele i przestrzega orientacyjnego kursu, określonych w niniejszej dyrektywie, należy uznać, że ilość energii zużyta w lotnictwie nie powinna przekraczać 6,18 % końcowego zużycia energii brutto. W przypadku Cypru i Malty uważa się, że ilość energii zużytej w lotnictwie, nie przekracza 4,12 % końcowego zużycia energii brutto przez te państwa członkowskie.
6.   Metodyka i definicje stosowane przy obliczaniu udziału energii ze źródeł odnawialnych określone są w rozporządzeniu (WE) nr 1099/2008.
Państwa członkowskie zapewniają, by została zachowana spójność informacji statystycznych wykorzystywanych przy obliczaniu tych udziałów sektorowych i łącznych oraz informacji statystycznych przekazywanych Komisji na mocy tego rozporządzenia.
Artykuł 8
Unijna platforma ds. rozwoju odnawialnych źródeł energii i transfery statystyczne między państwami członkowskimi
1.   Państwa członkowskie mogą uzgodnić statystyczne transfery określonej ilości energii ze źródeł odnawialnych z jednego państwa członkowskiego do drugiego. Ilość będąca przedmiotem transferu jest:
a)
odejmowana od ilości energii ze źródeł odnawialnych, która jest brana pod uwagę przy obliczaniu udziału energii odnawialnej w państwie członkowskim dokonującym transferu do celów niniejszej dyrektywy; oraz
b)
dodawana do ilości energii ze źródeł odnawialnych, która jest brana pod uwagę przy obliczaniu udziału energii odnawialnej w państwie członkowskim przyjmującym transfer do celów niniejszej dyrektywy.
2.   Aby ułatwić realizację wiążącego unijnego celu, o którym mowa w art. 3 ust. 1 niniejszej dyrektywy, oraz wkładów poszczególnych państw członkowskich w ten cel zgodnie z art. 3 ust. 2 niniejszej dyrektywy, a także w celu ułatwienia transferów statystycznych zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu, Komisja ustanowi unijną platformę ds. rozwoju odnawialnych źródeł energii (zwaną dalej „URDP”). Państwa członkowskie mogą na zasadzie dobrowolności przekazywać do URDP co roku dane na temat ich wkładów krajowych w unijny cel lub wszelkich poziomów referencyjnych ustalonych do celów monitorowania postępów we wdrażaniu rozporządzenia (UE) 2018/1999, w tym spodziewanych niedoborów lub nadwyżek w zakresie ich wkładów, oraz wskazanie ceny, jaką zaakceptowaliby, aby dokonać transferu nadwyżki produkcji energii ze źródeł odnawialnych z lub do innego państwa członkowskiego. Cena tych transferów ustalana jest indywidualnie na podstawie mechanizmu URDP kojarzącego popyt i podaż.
3.   Komisja zapewnia, aby URDP była zdolna kojarzyć popyt i podaż dotyczące ilości energii ze źródeł odnawialnych uwzględnianych przy obliczaniu udziału energii odnawialnej państwa członkowskiego w oparciu o ceny lub inne kryteria określone przez państwo członkowskie przyjmujące transfer.
Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 35 aktów delegowanych w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez ustanowienie URDP i stworzenie warunków do sfinalizowania transferów, o których mowa w ust. 5 niniejszego artykułu.
4.   Ustalenia, o których mowa w ust. 1 i 2, mogą obowiązywać przez jeden rok kalendarzowy lub więcej lat kalendarzowych. Takie ustalenia są zgłaszane Komisji lub finalizowane w ramach URDP nie później niż 12 miesięcy po zakończeniu każdego roku, w którym obowiązywały. Informacje przesłane Komisji obejmują ilość i cenę odnośnej energii. W odniesieniu do transferów sfinalizowanych w ramach URDP do wiadomości publicznej podaje się informacje o zaangażowanych stronach oraz informacje dotyczące konkretnego transferu.
5.   Transfery stają się skuteczne wtedy, gdy wszystkie państwa członkowskie uczestniczące w transferze poinformują o nim Komisję lub gdy spełnione zostaną wszystkie warunki rozliczeniowe w ramach URDP, w zależności od przypadku.
Artykuł 9
Wspólne projekty pomiędzy państwami członkowskimi
1.   Dwa państwa członkowskie lub większa ich liczba mogą współpracować w zakresie wszystkich rodzajów wspólnych projektów odnoszących się do produkcji energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych. Współpraca taka może obejmować prywatnych operatorów.
2.   Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o udziale lub ilości energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych wyprodukowanych przez dowolny wspólny projekt na ich terytorium, który oddano do eksploatacji po dniu 25 czerwca 2009 r. lub w wyniku zwiększenia mocy instalacji zmodernizowanej po tej dacie, które mają zostać uznane na poczet udziału energii odnawialnej innego państwa członkowskiego do celów niniejszej dyrektywy.
3.   Powiadomienie, o którym mowa w ust. 2:
a)
opisuje proponowaną instalację lub wskazuje zmodernizowaną instalację;
b)
określa udział lub ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu wyprodukowanych w instalacji, które mają zostać uznane na poczet udziału energii odnawialnej odnośnego innego państwa członkowskiego;
c)
wskazuje państwo członkowskie, na rzecz którego składane jest powiadomienie; oraz
d)
wskazuje okres, w pełnych latach kalendarzowych, podczas którego energia elektryczna, ciepło lub chłód wyprodukowane w instalacji ze źródeł odnawialnych źródeł mają być uznawane na poczet udziału energii odnawialnej odnośnego innego państwa członkowskiego.
4.   Czas trwania wspólnego projektu, o którym mowa w niniejszym artykule, może wykraczać poza rok 2030.
5.   Powiadomienie złożone na mocy niniejszego artykułu nie może zostać zmienione ani wycofane bez obopólnej zgody państwa członkowskiego, które złożyło powiadomienie, oraz państwa członkowskiego wskazanego zgodnie z ust. 3 lit. c).
6.   Komisja, na wniosek zainteresowanych państw członkowskich, ułatwia tworzenie wspólnych projektów pomiędzy państwami członkowskimi, w szczególności poprzez ukierunkowaną pomoc techniczną i pomoc w zakresie rozwoju projektu.
Artykuł 10
Skutki wspólnych projektów pomiędzy państwami członkowskimi
1.   W terminie trzech miesięcy od końca każdego roku objętego okresem, o którym mowa w art. 9 ust. 3 lit. d), państwo członkowskie, które złożyło powiadomienie na mocy art. 9, wystosowuje pismo powiadamiające, w którym określa:
a)
całkowitą ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, którą wyprodukowano w danym roku ze źródeł odnawialnych w instalacji, która jest przedmiotem powiadomienia złożonego na mocy art. 9; oraz
b)
ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, którą wyprodukowano w danym roku ze źródeł odnawialnych w tej instalacji i która ma zostać uznana na poczet udziału energii odnawialnej innego państwa członkowskiego zgodnie z powiadomieniem.
2.   Powiadamiające państwo członkowskie przekazuje pismo powiadamiające państwu członkowskiemu, na rzecz którego złożono powiadomienie, oraz Komisji.
3.   Do celów niniejszej dyrektywy ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, pochodzącą ze źródeł odnawialnych, o której powiadomiono zgodnie z ust. 1 lit. b), należy:
a)
odjąć od ilości energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych branej pod uwagę przy obliczaniu udziału energii odnawialnej państwa członkowskiego, które wystosowało pismo powiadamiające zgodnie z ust. 1; oraz
b)
dodać do ilości energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych i branej pod uwagę przy obliczaniu udziału energii odnawialnej państwa członkowskiego, które otrzymało pismo powiadamiające zgodnie z ust. 2.
Artykuł 11
Wspólne projekty pomiędzy państwami członkowskimi i państwami trzecimi
1.   Państwo członkowskie lub większa ich liczba może współpracować z jednym lub większą liczbą państw trzecich w zakresie wszystkich rodzajów wspólnych projektów odnoszących się do produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Współpraca taka może obejmować prywatnych operatorów i musi odbywać się z pełnym poszanowaniem prawa międzynarodowego.
2.   Energię elektryczną produkowaną ze źródeł odnawialnych w państwach trzecich uwzględnia się do celów obliczenia udziałów energii odnawialnej państw członkowskich wyłącznie w przypadku, gdy spełnione są następujące warunki:
a)
energia elektryczna jest zużywana w Unii, który to wymóg uważa się za spełniony, jeżeli:
(i)
ilość energii elektrycznej równoważna ilości uwzględnianej do obliczeń jest ściśle przypisana do alokowanej mocy połączeń międzysystemowych przez wszystkich odpowiedzialnych operatorów systemów przesyłowych w kraju pochodzenia, kraju przeznaczenia i, jeżeli ma to zastosowanie, każdym kraju trzecim tranzytu;
(ii)
ilość energii elektrycznej równoważna ilości uwzględnianej do obliczeń została ściśle zarejestrowana w wykazie zbilansowania przez odpowiedzialnego operatora systemu przesyłowego po unijnej stronie połączenia wzajemnego; oraz
(iii)
przypisana moc i produkcja energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w instalacji, o której mowa w lit. b), odnoszą się do tego samego okresu;
b)
energia elektryczna jest produkowana w instalacji, którą oddano do eksploatacji po dniu 25 czerwca 2009 r., lub w wyniku zwiększenia mocy instalacji zmodernizowanej po tej dacie, w ramach wspólnego projektu, o którym mowa w ust. 1;
c)
ilość produkowanej i wywożonej energii elektrycznej nie uzyskała innego wsparcia w ramach systemu wsparcia państwa trzeciego niż pomoc inwestycyjna przyznana tej instalacji; oraz
d)
energia elektryczna została wyprodukowana zgodnie z prawem międzynarodowym, w państwie trzecim, które jest sygnatariuszem Konwencji Rady Europy o ochronie praw człowieka i podstawowych wolności lub innych międzynarodowych konwencji lub traktatów dotyczących praw człowieka.
3.   Do celów ust. 4 państwa członkowskie mogą występować do Komisji z wnioskiem o uwzględnienie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii wyprodukowanej i zużytej w państwie trzecim, w kontekście budowy połączenia wzajemnego między państwem członkowskim a państwem trzecim o bardzo długim czasie realizacji, pod następującymi warunkami:
a)
budowa połączenia wzajemnego musi się rozpocząć do dnia 31 grudnia 2026 r.;
b)
nie ma możliwości oddania do eksploatacji połączenia wzajemnego przed dniem 31 grudnia 2030 r.;
c)
możliwe jest oddanie do eksploatacji połączenia wzajemnego przed dniem 31 grudnia 2032 r.;
d)
po oddaniu do eksploatacji połączenie wzajemne będzie wykorzystywane do wywożenia energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych do Unii zgodnie z ust. 2;
e)
wniosek odnosi się do wspólnego projektu, który spełnia kryteria określone w ust. 2 lit. b) i c) i będzie realizowany przy wykorzystaniu połączenia wzajemnego po oddaniu do eksploatacji, oraz do ilości energii elektrycznej nie większej od ilości, która będzie wywożona do Unii po oddaniu połączenia wzajemnego do eksploatacji.
4.   O udziale lub ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w dowolnej instalacji na terytorium państwa trzeciego, które mają zostać uznane na poczet udziału energii odnawialnej jednego lub kilku państw członkowskich do celów niniejszej dyrektywy, powiadamia się Komisję. W przypadku gdy chodzi o więcej niż jedno państwo członkowskie, o podziale tej wielkości między państwa członkowskie powiadamia się Komisję. Udział lub ilość nie przekracza udziału lub ilości faktycznie wywiezionych do Unii i wykorzystanych na jej terytorium oraz odpowiada ilości, o której mowa w ust. 2 lit. a) ppkt (i) i (ii) i spełnia warunki określone w ust. 2 lit. a). Powiadomienie zostaje złożone przez każde państwo członkowskie, któremu dany udział lub ilość energii elektrycznej ma być zaliczona na poczet krajowego celu ogólnego.
5.   Powiadomienie, o którym mowa w ust. 4:
a)
opisuje proponowaną instalację lub wskazuje zmodernizowaną instalację;
b)
określa udział lub ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w instalacji, która ma zostać uznana na poczet udziału energii odnawialnej danego państwa członkowskiego, jak również, z zastrzeżeniem wymogów w zakresie poufności, odpowiednie uzgodnienia finansowe;
c)
wskazuje okres, w pełnych latach kalendarzowych, podczas którego energia elektryczna ma być uznawana na poczet udziału energii odnawialnej tego państwa członkowskiego; oraz
d)
zawiera pisemne uznanie lit. b) i c) przez państwo trzecie, na którego terytorium ma zostać oddana do eksploatacji dana instalacja, oraz wskazanie udziału lub ilości energii elektrycznej wyprodukowanej przez daną instalację, która zostanie wykorzystana na rynku krajowym przez to państwo trzecie.
6.   Czas trwania wspólnego projektu, o którym mowa w niniejszym artykule, może wykraczać poza rok 2030.
7.   Powiadomienie złożone na mocy niniejszego artykułu może zostać zmienione lub wycofane wyłącznie za obopólną zgodą państwa członkowskiego, które złożyło powiadomienie, oraz państwa trzeciego, które uznało wspólny projekt zgodnie z ust. 5 lit. d).
8.   Państwa członkowskie i Unia zachęcają odpowiednie organy Wspólnoty Energetycznej do podejmowania, zgodnie z Traktatem o Wspólnocie Energetycznej, środków niezbędnych, aby umawiające się strony mogły stosować przepisy o współpracy pomiędzy państwami członkowskimi, określone w niniejszej dyrektywie.
Artykuł 12
Skutki wspólnych projektów pomiędzy państwami członkowskimi i państwami trzecimi
1.   W terminie 12 miesięcy od końca każdego roku objętego okresem wskazanym w art. 11 ust. 5 lit. c) powiadamiające państwo członkowskie wystosowuje pismo powiadamiające, w którym określa:
a)
całkowitą ilość energii elektrycznej, którą wyprodukowano w danym roku ze źródeł odnawialnych w instalacji, która jest przedmiotem powiadomienia złożonego na mocy art. 11;
b)
ilość energii elektrycznej, którą wyprodukowano w danym roku ze źródeł odnawialnych w tej instalacji i która ma zostać uznana na poczet udziału energii odnawialnej tego państwa zgodnie z powiadomieniem na podstawie art. 11; oraz
c)
dowód spełnienia warunków określonych w art. 11 ust. 2.
2.   Państwo członkowskie, o którym mowa w ust. 1, przekazuje pismo powiadamiające Komisji i państwu trzeciemu, które uznało projekt zgodnie z art. 11 ust. 5 lit. d).
3.   Do celów obliczenia udziałów energii odnawialnej na podstawie niniejszej dyrektywy ilość energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych będącą przedmiotem powiadomienia zgodnie z ust. 1 lit. b) dodaje się do ilości energii ze źródeł odnawialnych branej pod uwagę przy obliczaniu udziałów energii odnawialnej państwa członkowskiego, które wystosowało pismo powiadamiające.
Artykuł 13
Wspólne systemy wsparcia
1.   Nie naruszając obowiązków państwa członkowskiego wynikających z art. 5, dwa państwa członkowskie lub większa ich liczba mogą dobrowolnie postanowić o połączeniu lub częściowym koordynowaniu ich krajowych systemów wsparcia. W takich przypadkach pewna ilość energii ze źródeł odnawialnych wyprodukowana na terytorium jednego uczestniczącego państwa członkowskiego może zostać zaliczona na poczet udziału energii odnawialnej innego uczestniczącego państwa członkowskiego, jeżeli to państwo członkowskie:
a)
dokona statystycznego transferu określonych ilości energii ze źródeł odnawialnych z jednego państwa członkowskiego do innego państwa członkowskiego zgodnie z art. 8; lub
b)
ustanowi regułę dystrybucji, którą uznają inne uczestniczące państwa członkowskie i która rozdziela ilości energii ze źródeł odnawialnych między uczestniczącymi państwami członkowskimi.
Komisja musi zostać powiadomiona o regule dystrybucji, o której mowa w akapicie pierwszym lit. b), nie później niż trzy miesiące po zakończeniu pierwszego roku, w którym zaczęła ona obowiązywać.
2.   W ciągu trzech miesięcy po zakończeniu każdego roku każde państwo członkowskie, które złożyło powiadomienie zgodnie z ust. 1 akapit drugi, wystosowuje pismo powiadamiające, w którym wskazuje całkowitą ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych, wyprodukowaną w przedmiotowym roku i podlegającą regule dystrybucji.
3.   Do celów obliczenia udziałów energii odnawialnej na podstawie niniejszej dyrektywy ilość energii elektrycznej, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych będącą przedmiotem powiadomienia zgodnie z ust. 2 rozdziela się między zainteresowane państwa członkowskie zgodnie ze zgłoszoną regułą dystrybucji.
4.   Komisja upowszechnia wytyczne i najlepsze praktyki oraz, na wniosek zainteresowanych państw członkowskich, ułatwia ustanawianie wspólnych systemów wsparcia między państwami członkowskimi.
Artykuł 14
Wzrost mocy
Do celów art. 9 ust. 2 oraz art. 11 ust. 2 lit. b) jednostki energii ze źródeł odnawialnych, które można przypisać zwiększeniu mocy instalacji, są traktowane, jakby zostały wyprodukowane przez oddzielną instalację, która została oddana do eksploatacji w momencie wystąpienia wzrostu mocy.
Artykuł 15
Procedury administracyjne, przepisy i kodeksy
1.   Państwa członkowskie zapewniają, aby wszelkie krajowe przepisy dotyczące procedur wydawania zezwoleń, certyfikatów i koncesji, które są stosowane w przypadku elektrowni produkujących energię elektryczną, ciepło lub chłód ze źródeł odnawialnych oraz związanych z nimi sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, w przypadku procesu przekształcania biomasy w biopaliwa, biopłyny, paliwa z biomasy lub inne produkty energetyczne oraz w przypadku odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego były proporcjonalne i niezbędne oraz przyczyniały się do wdrożenia zasady „efektywność energetyczna przede wszystkim”.
Państwa członkowskie podejmują w szczególności właściwe kroki niezbędne, aby zapewnić:
a)
usprawnienie i przyspieszenie procedur administracyjnych na odpowiednim poziomie administracyjnym i ustanowienie przewidywalnych terminów procedur, o których mowa w akapicie pierwszym;
b)
obiektywność, przejrzystość, proporcjonalność i niedyskryminacyjny wobec wnioskodawców charakter przepisów dotyczących wydawania zezwoleń, certyfikatów i koncesji oraz pełne uwzględnienie w tych przepisach charakterystyki poszczególnych technologii związanych z energią odnawialną;
c)
przejrzystość i zasadność kosztów opłat administracyjnych uiszczanych przez konsumentów, planistów, architektów, konstruktorów, instalatorów sprzętu i systemów oraz dostawców; oraz
d)
ustanowienie uproszczonych i mniej kłopotliwych procedur wydawania zezwoleń, w tym procedury zwykłego powiadomienia, dla zdecentralizowanych urządzeń oraz w zakresie produkcji i magazynowania energii ze źródeł odnawialnych.
2.   Państwa członkowskie wyraźnie określają specyfikacje techniczne, które mają zostać spełnione przez urządzenia i systemy wykorzystujące energię odnawialną w celu skorzystania z systemów wsparcia. W przypadku gdy istnieją normy europejskie, łącznie z oznakowaniem ekologicznym, etykietami energetycznymi i innymi systemami referencji technicznych ustanowionymi przez europejskie organy normalizacji, specyfikacje techniczne są określone na podstawie tych norm. Specyfikacje techniczne nie wyznaczają miejsca certyfikacji urządzeń i systemów i nie stanowią bariery dla prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego.
3.   Państwa członkowskie zapewniają, aby ich właściwe organy na szczeblu krajowym, regionalnym i lokalnym stosowały przepisy dotyczące włączania i rozwoju energii odnawialnej, w tym odnośnie do prosumpcji energii odnawialnej i społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej, oraz wykorzystywania niemożliwego do uniknięcia ciepła odpadowego i chłodu odpadowego podczas planowania, w tym wczesnego planowania przestrzennego, projektowania, budowy i remontów infrastruktury miejskiej, obszarów przemysłowych, handlowych lub mieszkalnych oraz infrastruktury energetycznej, w tym sieci elektroenergetycznej, systemów ciepłowniczych i chłodniczych, sieci przesyłowych gazu ziemnego i sieci paliw alternatywnych. Państwa członkowskie zachęcają w szczególności lokalne i regionalne organy administracyjne do uwzględniania, w stosownych przypadkach, ciepła i chłodu ze źródeł odnawialnych w planowaniu infrastruktury miejskiej i prowadzą konsultacje z operatorami sieci, by odzwierciedlić wpływ efektywności energetycznej i programów w zakresie reagowania na popyt, a także konkretnych przepisów dotyczących prosumpcji energii odnawialnej i społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej na plany operatorów w zakresie rozwoju infrastruktury.
4.   Państwa członkowskie wprowadzają w swoich przepisach i kodeksach prawa budowlanego odpowiednie środki służące zwiększeniu udziału energii ze źródeł odnawialnych w sektorze budownictwa.
Przy ustanawianiu tych środków lub systemów wsparcia państwa członkowskie mogą uwzględniać, w stosownych przypadkach, środki krajowe związane ze znacznym wzrostem prosumpcji energii odnawialnej, lokalnego magazynowania energii, i wydajności energetycznej związane z kogeneracji oraz związane z pasywnymi budynkami o niskim lub zerowym zużyciu energii.
Państwa członkowskie wprowadzają w swoich przepisach i kodeksach prawa budowlanego lub w inny sposób mający równoważny skutek wymóg minimalnych poziomów zużycia energii ze źródeł odnawialnych w nowych budynkach i budynkach już istniejących poddawanych generalnemu remontowi w zakresie, w jakim jest to wykonalne pod względem technicznym, funkcjonalnym i ekonomicznym i odzwierciedla wyniki obliczeń uwzględniających kryterium optymalności pod względem kosztów i dokonanych zgodnie z art. 5 ust. 2 dyrektywy 2010/31/UE oraz w zakresie, w jakim nie wpływa negatywnie na jakość powietrza wewnątrz. Państwa członkowskie umożliwiają osiągnięcie tego minimalnego poziomu między innymi przez posługiwanie się efektywnymi systemami ciepłowniczymi i chłodniczymi wykorzystującymi w znacznym stopniu energię odnawialną oraz ciepło odpadowe i chłód odpadowy.
Wymogi określone w akapicie pierwszym stosuje się do sił zbrojnych wyłącznie w zakresie, w jakim ich zastosowanie nie wchodzi w konflikt z charakterem i podstawowym celem działalności sił zbrojnych i z wyłączeniem materiałów używanych wyłącznie w celach wojskowych.
5.   Państwa członkowskie zapewniają, by od dnia 1 stycznia 2012 r. nowe budynki publiczne i istniejące budynki publiczne poddawane generalnemu remontowi na szczeblu krajowym, regionalnym i lokalnym odgrywały rolę przykładów do naśladowania w kontekście niniejszej dyrektywy. Państwa członkowskie mogą między innymi wypełnić ten wymóg, stosując przepisy w zakresie budynków o niemal zerowym zużyciu energii określone w dyrektywie 2010/31/UE lub zezwalając na wykorzystanie dachów budynków publicznych lub publiczno-prywatnych przez strony trzecie do instalacji urządzeń produkujących energię ze źródeł odnawialnych.
6.   W odniesieniu do przepisów i kodeksów budowlanych państwa członkowskie promują stosowanie systemów i urządzeń grzewczych i chłodniczych wykorzystujących źródła odnawialne, pozwalających na znaczącą redukcję zużycia energii. W tym celu państwa członkowskie stosują etykiety energetyczne, oznakowanie ekologiczne lub inne dostępne odpowiednie certyfikaty lub normy ustanowione na poziomie krajowym lub unijnym, w przypadku gdy istnieją, i zapewniają dostępność odpowiednich informacji i porad na temat odnawialnych, wysoko energooszczędnych rozwiązań alternatywnych, a także ewentualnych instrumentów i zachęt finansowych dostępnych w przypadku wymiany, w celu promowania zwiększonego tempa wymiany starych systemów ogrzewania i zintensyfikowanego przechodzenia na rozwiązania oparte na energii odnawialnej zgodne z dyrektywą 2010/31/UE.
7.   Państwa członkowskie przeprowadzają ocenę swojego potencjału pod względem energii ze źródeł odnawialnych i wykorzystania ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w sektorze ogrzewania i chłodzenia. Ocena ta obejmuje, w stosownych przypadkach, analizę przestrzenną obszarów nadających się do wykorzystywania energii o niskim ryzyku ekologicznym i analizę potencjału w zakresie projektów realizowanych na małą skalę przez gospodarstwa domowe i jest uwzględniana w drugiej kompleksowej ocenie wymaganej na podstawie art. 14 ust. 1 dyrektywy 2012/27/UE po raz pierwszy do dnia 31 grudnia 2020 r. oraz w późniejszych aktualizacjach kompleksowych ocen.
8.   Państwa członkowskie oceniają bariery regulacyjne i administracyjne dla długoterminowych umów zakupu odnawialnej energii elektrycznej, usuwają nieuzasadnione bariery i ułatwiają upowszechnianie takich umów. Państwa członkowskie zapewniają, by te umowy nie podlegały nieproporcjonalnym lub dyskryminacyjnym procedurom i opłatom.
Państwa członkowskie opisują polityki i środki ułatwiające upowszechnianie umów zakupu odnawialnej energii elektrycznej w swoich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu oraz w sprawozdaniach z postępów na mocy rozporządzenia (UE) 2018/1999.
Artykuł 16
Organizacja i czas trwania procedury wydawania zezwoleń
1.   Państwa członkowskie powołują lub wyznaczają co najmniej jeden punkt kontaktowy. Te punkty kontaktowe na żądanie wnioskodawcy udzielają wskazówek i wsparcia w trakcie przeprowadzania administracyjnej procedury składania wniosków o zezwolenie i wydawania zezwoleń. Wnioskodawca nie ma obowiązku kontaktowania się z więcej niż jednym punktem kontaktowym podczas całej procedury administracyjnej. Procedura wydawania zezwoleń obejmuje odpowiednie administracyjne zezwolenia na budowę, rozbudowę źródeł energii oraz eksploatację obiektów do celów produkcji energii ze źródeł odnawialnych i aktywów niezbędnych do ich podłączenia do sieci. Procedura wydawania zezwoleń obejmuje wszystkie procedury od potwierdzenia otrzymania wniosku do przesłania wyniku procedury, o którym mowa w ust. 2.
2.   Punkt kontaktowy ma za zadanie przeprowadzić wnioskodawcę przez administracyjną procedurę składania wniosków o zezwolenie w przejrzysty sposób do momentu wydania przez odpowiedzialne organy jednej lub kilku decyzji na końcu procesu, udzielać mu wszelkich niezbędnych informacji i, w stosownych przypadkach, zapewniać udział innych organów administracyjnych. Wnioskodawcom zezwala się naskładanie stosownych dokumentów również w formie cyfrowej.
3.   Punkt kontaktowy udostępnia podręcznik procedur dla podmiotów realizujących projekty w zakresie produkcji energii odnawialnej, i zamieszcza te informacje również w internecie, odnosząc się też osobno do projektów na małą skalę i projektów w zakresie prosumpcji energii odnawialnej. Informacje zamieszczone w internecie wskazują wnioskodawcom właściwy dla ich wniosku punkt kontaktowy. Jeśli państwo członkowskie posiada więcej niż jeden punkt kontaktowy, informacje zamieszczone w internecie wskazują wnioskodawcom właściwy dla ich wniosku punkt kontaktowy.
4.   Z zastrzeżeniem ust. 7 czas trwania procedury wydawania zezwoleń, o której mowa w ust. 1, w odniesieniu do elektrowni, włącznie z wszystkimi odpowiednimi procedurami właściwych organów nie może przekroczyć dwóch lat.. Jeżeli jest to należycie uzasadnione ze względu na wystąpienie nadzwyczajnych okoliczności, można przedłużyć ten okres dwóch lat maksymalnie o jeden rok.
5.   Z zastrzeżeniem ust. 7 czas trwania procedury wydawania zezwoleń w odniesieniu do instalacji o mocy elektrycznej poniżej 150 kW nie może przekroczyć jednego roku. Jeżeli jest to należycie uzasadnione ze względu na wystąpienie nadzwyczajnych okoliczności, można przedłużyć ten okres jednego roku maksymalnie o jeden rok.
Państwa członkowskie zapewniają, by wnioskodawcy mieli łatwy dostęp do prostych procedur rozstrzygania sporów dotyczących procedur wydawania zezwoleń i wystawiania zezwoleń na budowę i eksploatację elektrowni wykorzystujących energię odnawialną, w tym – w stosownych przypadkach – do alternatywnych mechanizmów rozstrzygania sporów.
6.   Państwa członkowskie ułatwiają rozbudowę źródła energii w istniejących elektrowniach wykorzystujących energię odnawialną, zapewniając uproszczoną i szybką procedurę wydawania zezwoleń. Czas trwania tej procedury nie może przekraczać jednego roku.
Jeżeli jest to należycie uzasadnione ze względu na wystąpienie nadzwyczajnych okoliczności, na przykład w związku z nadrzędnymi względami bezpieczeństwa, gdy projekt rozbudowy źródła energii w istotny sposób wpływa na sieć lub pierwotną moc, wielkość lub wydajność instalacji, można przedłużyć ten okres jednego roku maksymalnie o jeden rok.
7.   Terminy ustanowione w niniejszym artykule stosuje się bez uszczerbku dla obowiązków wypływających z mającego zastosowanie prawa Unii w dziedzinie środowiska oraz dla odwołań sądowych, środków zaskarżenia i innych postępowań przed sądem lub trybunałem oraz alternatywnych mechanizmów rozstrzygania sporów, w tym postępowań skargowych, pozasądowych odwołań i środków zaskarżenia; terminy te mogą być przedłużone na okres trwania takich procedur.
8.   Państwa członkowskie mogą ustanowić procedurę zwykłego powiadomienia o podłączeniach do sieci w odniesieniu do projektów rozbudowy źródła energii, o której mowa w art. 17 ust. 1. Jeżeli państwa członkowskie to uczynią, rozbudowa źródła energii jest dozwolona po powiadomieniu odpowiedniego organu, pod warunkiem że nie oczekuje się wystąpienia znaczących niekorzystnych skutków środowiskowych lub społecznych. W ciągu sześciu miesięcy od otrzymania powiadomienia organ ten podejmuje decyzję, czy jest ono wystarczające.
Jeśli odpowiedni organ uzna, że powiadomienie jest wystarczające, automatycznie wydaje zezwolenie. Jeśli organ ten uzna, że powiadomienie nie jest wystarczające, konieczne jest złożenie wniosku o nowe zezwolenie, a zastosowanie mają terminy, o których mowa w ust. 6.
Artykuł 17
Procedura zwykłego powiadomienia o podłączeniach do sieci
1.   Państwa członkowskie ustanawiają procedurę zwykłego powiadomienia o podłączeniach do sieci, w ramach której instalacje lub zagregowane jednostki produkcyjne prosumentów energii odnawialnej i projekty demonstracyjne o mocy elektrycznej równej lub niższej niż 10,8 kW lub równoważne połączeniom innym niż trójfazowe, są podłączane do sieci po powiadomieniu operatora systemu dystrybucyjnego.
Operator systemu dystrybucyjnego może w ograniczonym terminie od powiadomienia odrzucić podłączenie do sieci będące przedmiotem powiadomienia lub zaproponować alternatywny punkt podłączenia do sieci w związku z uzasadnionymi względami bezpieczeństwa lub brakiem technicznej kompatybilności elementów systemu. W przypadku pozytywnej decyzji operatora systemu dystrybucyjnego lub w przypadku braku decyzji z jego strony w terminie miesiąca od powiadomienia instalacja lub zagregowana jednostka produkcyjna może zostać podłączona.
2.   Państwa członkowskie mogą zezwolić na procedurę zwykłego powiadomienia w odniesieniu do instalacji lub zagregowanych jednostek produkcyjnych o mocy elektrycznej wyższej niż 10,8 kW, ale nieprzekraczającej 50 kW, pod warunkiem że zachowane zostaną stabilność, niezawodność i bezpieczeństwo sieci.
Artykuł 18
Informacje i szkolenia
1.   Państwa członkowskie zapewniają dostęp do informacji o środkach wsparcia wszystkim zaangażowanym stronom, takim jak konsumenci, w tym konsumenci o niskich dochodach znajdujący się w trudnej sytuacji, prosumenci energii odnawialnej, społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej, wykonawcy budowlani, instalatorzy, architekci, dostawcy urządzeń i systemów grzewczych, chłodniczych i elektrycznych oraz dostawcy pojazdów wykorzystujących energię odnawialną oraz dostawcy inteligentnych systemów transportowych.
2.   Państwa członkowskie zapewniają udostępnianie przez dostawcę urządzenia lub systemu lub przez właściwe organy informacji na temat korzyści, kosztów i wydajności energetycznej netto urządzeń i systemów grzewczych, chłodniczych i elektrycznych, wykorzystujących energię ze źródeł odnawialnych.
3.   Państwa członkowskie zapewniają, by instalatorzy małych kotłów i pieców na biomasę, systemów fotowoltaicznych i systemów ciepła słonecznego, płytkich systemów geotermalnych oraz pomp ciepła mieli dostęp do systemów certyfikacji lub równoważnych systemów kwalifikowania. Systemy te mogą w stosownych przypadkach uwzględniać istniejące systemy i struktury i opierają się na kryteriach określonych w załączniku IV. Każde państwo członkowskie uznaje certyfikaty przyznane przez inne państwa członkowskie zgodnie z tymi kryteriami.
4.   Państwa członkowskie udostępniają publicznie informacje dotyczące systemów certyfikacji lub równoważnych systemów kwalifikowania, o których mowa w ust. 3. Państwa członkowskie mogą również udostępniać publicznie wykaz instalatorów kwalifikowanych lub certyfikowanych zgodnie z ust. 3.
5.   Państwa członkowskie zapewniają, by istniały wytyczne dla wszystkich odpowiednich zainteresowanych stron, w szczególności dla planistów i architektów, aby umożliwić im właściwe uwzględnienie optymalnego połączenia energii ze źródeł odnawialnych, wysoko efektywnych technologii i systemów ciepłowniczych i chłodniczych podczas planowania, projektowania, budowy i remontu obszarów przemysłowych, handlowych lub mieszkalnych.
6.   Państwa członkowskie, w stosownych przypadkach, przy udziale władz lokalnych i regionalnych opracowują odpowiednie programy informacyjne, programy zwiększania świadomości, programy doradcze lub szkoleniowe, aby informować obywateli o tym, jak korzystać z prawa do bycia aktywnym odbiorcą, oraz o korzyściach i rozwiązaniach praktycznych, w tym aspektach technicznych i finansowych, związanych z rozwojem i wykorzystaniem energii ze źródeł odnawialnych, także na użytek prosumpcji energii odnawialnej lub w ramach społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej.
Artykuł 19
Gwarancje pochodzenia dla energii ze źródeł odnawialnych
1.   Do celów wykazania odbiorcom końcowym, jaki jest udział lub jaka jest ilość energii ze źródeł odnawialnych w miksie energetycznym danego dostawcy energii i w energii dostarczanej konsumentom na podstawie umów, wprowadzanej do obrotu z odniesieniem do zużycia energii ze źródeł odnawialnych, państwa członkowskie zapewniają możliwość zagwarantowania, że energia pochodzi ze źródeł odnawialnych w rozumieniu niniejszej dyrektywy zgodnie z obiektywnymi, przejrzystymi i niedyskryminacyjnymi kryteriami.
2.   W tym celu państwa członkowskie zapewniają wydanie gwarancji pochodzenia na wniosek producenta energii ze źródeł odnawialnych, chyba że do celów uwzględnienia wartości rynkowej gwarancji pochodzenia państwa członkowskie postanowią nie wydawać takiej gwarancji pochodzenia producentowi, który otrzymuje wsparcie finansowe z systemu wsparcia. Państwa członkowskie mogą ustalić, że gwarancje pochodzenia będą wystawiane w odniesieniu do energii ze źródeł nieodnawialnych. Wydawanie gwarancji pochodzenia może podlegać wymogowi minimalnej mocy. Gwarancja pochodzenia jest wystawiana dla standardowej jednostki 1 MWh. Dla każdej wyprodukowanej jednostki energii wydawana jest maksymalnie jedna gwarancja pochodzenia.
Państwa członkowskie zapewniają, by ta sama jednostka energii ze źródeł odnawialnych była brana pod uwagę tylko raz.
Państwa członkowskie zapewniają, aby w przypadku gdy producent otrzymuje wsparcie finansowe z systemu wsparcia, wartość rynkowa gwarancji pochodzenia dla tej samej produkcji była należycie uwzględniana w danym systemie wsparcia.
Uznaje się, że wartość rynkowa gwarancji pochodzenia została należycie uwzględniona w dowolnym z następujących przypadków:
a)
wsparcie finansowe jest przyznawane w drodze postępowania o udzielenie zamówienia lub w ramach systemu zbywalnych zielonych certyfikatów;
b)
wartość rynkowa gwarancji pochodzenia jest uwzględniana administracyjnie w wysokości wsparcia finansowego; lub
c)
gwarancje pochodzenia nie są wydawane bezpośrednio producentowi, lecz dostawcy lub konsumentowi, który kupuje energię ze źródeł odnawialnych w konkurencyjnym środowisku, albo w ramach długoterminowej umowy zakupu odnawialnej energii elektrycznej.
W celu uwzględnienia wartości rynkowej gwarancji pochodzenia państwa członkowskie mogą między innymi zdecydować o wydaniu producentowi gwarancji pochodzenia i natychmiast taką gwarancję anulować.
Gwarancja pochodzenia nie ma żadnej funkcji w rozumieniu spełniania przez państwa członkowskie wymogów art. 3. Przenoszenie gwarancji pochodzenia, oddzielnie lub razem z fizycznym przekazaniem energii, nie ma wpływu na decyzję państw członkowskich w sprawie stosowania transferów statystycznych, wspólnych projektów lub wspólnych systemów wsparcia do celów zapewnienia zgodności z art. 3, nie ma też wpływu na obliczanie końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z art. 7.
3.   Do celów ust. 1 gwarancje pochodzenia są ważne przez dwanaście miesięcy od wyprodukowania danej jednostki energii. Państwa członkowskie zapewniają, aby wszystkie gwarancje pochodzenia, które nie zostały anulowane, utraciły ważność najpóźniej w terminie 18 miesięcy po dacie wyprodukowania jednostki energii. Państwa członkowskie uwzględniają gwarancje pochodzenia, które utraciły ważność, do celów wyliczenia miksu pozostałej energii.
4.   Do celów ujawniania informacji, o którym mowa w ust. 8 i 13, państwa członkowskie zapewniają, aby przedsiębiorstwa energetyczne anulowały gwarancje pochodzenia najpóźniej 6 miesięcy po wygaśnięciu ważności gwarancji pochodzenia.
5.   Państwa członkowskie lub wyznaczone właściwe organy nadzorują wystawianie, przenoszenie i unieważnianie gwarancji pochodzenia. Wyznaczone właściwe organy nie mogą mieć nakładających się na siebie obszarów właściwości terytorialnej i muszą być niezależne od działalności w zakresie produkcji, obrotu i dostaw.
6.   Państwa członkowskie lub wyznaczone właściwe organy ustanawiają odpowiednie mechanizmy mające zapewnić, aby gwarancje pochodzenia były wydawane, przekazywane i anulowane elektronicznie oraz aby były dokładne, wiarygodne i zabezpieczenie przed nadużyciami. Państwa członkowskie i wyznaczone właściwe organy zapewniają, aby wymogi, które nakładają, były zgodne z normą CEN – EN 16325.
7.   Gwarancja pochodzenia określa co najmniej:
a)
źródło energii, z którego energia została wyprodukowana oraz daty rozpoczęcia i zakończenia jej produkcji;
b)
czy dotyczy ona:
(i)
energii elektrycznej;
(ii)
gazu, w tym wodoru; lub
(iii)
energii stosowanej w celu ogrzewania lub chłodzenia;
c)
tożsamość, lokalizację, rodzaj i moc instalacji, w której wyprodukowano energię;
d)
czy instalacja korzystała ze wsparcia inwestycyjnego i czy jednostka energii korzystała w jakikolwiek inny sposób z krajowego systemu wsparcia oraz rodzaj systemu wsparcia;
e)
datę oddania instalacji do eksploatacji; oraz
f)
datę wydania, kraj wydania oraz niepowtarzalny numer identyfikacyjny.
W gwarancjach pochodzenia z instalacji o mocy poniżej 50 kW można podawać uproszczone informacje.
8.   W przypadku gdy dostawca energii elektrycznej ma obowiązek wykazać udział lub ilość energii ze źródeł odnawialnych w jego miksie energetycznym do celów art. 3 ust. 9 lit. a) dyrektywy 2009/72/WE, może to zrobić, posługując się gwarancjami pochodzenia z wyłączeniem:
a)
udziału w jego miksie energetycznym odpowiadającego ofertom handlowym niepodlegającym śledzeniu, jeżeli takie występują, w odniesieniu do których dostawca może wykorzystać miks pozostałej energii; lub
b)
przypadków, gdy państwo członkowskie postanowi nie wydawać gwarancji pochodzenia producentowi otrzymującemu wsparcie finansowe z systemu wsparcia.
W przypadku gdy państwa członkowskie wprowadziły stosowanie gwarancji pochodzenia w odniesieniu do innych rodzajów energii, dostawcy stosują do celów ujawniania informacji ten sam rodzaj gwarancji pochodzenia, jak ma to miejsce w odniesieniu do dostarczanej energii. Podobnie gwarancje pochodzenia utworzone na podstawie art. 14 ust. 10 dyrektywy 2012/27/UE można wykorzystać do udowodnienia wszelkich wymogów w zakresie wykazania ilości energii elektrycznej wyprodukowanej przez wysokosprawne układy kogeneracyjne. Do celów ust. 2 niniejszego artykułu, w przypadku gdy energia elektryczna wytwarzana jest za pomocą wysokosprawnych układów kogeneracyjnych wykorzystujących źródła odnawialne, może zostać wystawiona tylko jedna gwarancja pochodzenia określająca obie charakterystyki.
9.   Państwa członkowskie uznają gwarancje pochodzenia wydane przez inne państwa członkowskie zgodnie z niniejszą dyrektywą wyłącznie jako dowód w zakresie elementów, o których mowa w ust. 1 i ust. 7 akapit pierwszy lit. a)–f). Państwo członkowskie może odmówić uznania gwarancji pochodzenia wyłącznie jeżeli ma uzasadnione wątpliwości co do jej dokładności, wiarygodności lub autentyczności. Dane państwo członkowskie powiadamia Komisję o odmowie uznania gwarancji, podając jej powody.
10.   Jeżeli Komisja uzna, że odmowa uznania gwarancji pochodzenia jest nieuzasadniona, może przyjąć decyzję zobowiązującą państwo członkowskie do uznania gwarancji pochodzenia.
11.   Państwa członkowskie nie uznają gwarancji pochodzenia wydanych przez państwo trzecie, z wyjątkiem przypadków gdy Unia zawarła z tym państwem trzecim umowę w sprawie wzajemnego uznawania gwarancji pochodzenia wydanych w Unii i kompatybilnych systemów gwarancji pochodzenia utworzonych w tym państwie trzecim, i to wyłącznie w przypadku gdy prowadzony jest bezpośredni przywóz lub wywóz energii.
12.   Państwo członkowskie może wprowadzić, zgodnie z prawem Unii, obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące kryteria dotyczące używania gwarancji pochodzenia, zgodnie ze zobowiązaniami ustanowionymi w art. 3 ust. 9 dyrektywy 2009/72/WE.
13.   Komisja przyjmuje sprawozdanie zawierające ocenę możliwości ustanowienia ogólnounijnego oznakowania ekologicznego w celu promowania wykorzystania energii odnawialnej pochodzącej z nowych instalacji. Dostawcy wykorzystują informacje zawarte w gwarancjach pochodzenia w celu wykazania zgodności z wymogami takiego oznakowania.
Artykuł 20
Dostęp do sieci i ich działanie
1.   W odpowiednich przypadkach państwa członkowskie oceniają konieczność rozszerzenia istniejącej infrastruktury sieci gazowniczej, aby ułatwić integrację gazu ze źródeł odnawialnych.
2.   W odpowiednich przypadkach państwa członkowskie nakładają na operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych na swoim terytorium obowiązek publikowania przepisów technicznych zgodnie z art. 8 dyrektywy 2009/73/WE, w szczególności w odniesieniu do zasad przyłączania do sieci, które obejmują wymagania dotyczące jakości, nawaniania i ciśnienia gazu. Państwa członkowskie nakładają również na operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych obowiązek publikacji taryf przyłączeniowych za przyłączanie gazu z odnawialnych źródeł w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria.
3.   W zależności od swojej oceny, włączonej do zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z załącznikiem I do rozporządzenia (UE) 2018/1999 i dotyczącej konieczności budowy nowej infrastruktury na potrzeby systemów ciepłowniczych i chłodniczych wykorzystujących źródła odnawialne w celu osiągnięcia celu unijnego, określonego w art. 3 ust. 1 niniejszej dyrektywy, państwa członkowskie podejmują, w stosownych przypadkach, niezbędne kroki na rzecz rozbudowy lokalnej infrastruktury ogrzewania i chłodzenia w celu dostosowania się do rozwoju ogrzewania i chłodzenia wykorzystującego dużą biomasę, energię słoneczną, energię otoczenia i energię geotermalną oraz ciepło odpadowe i chłód odpadowy.
Artykuł 21
Prosumenci energii odnawialnej
1.   Państwa członkowskie zapewniają, by w oparciu o niniejszy artykuł konsumenci mieli prawo stać się prosumentami energii odnawialnej.
2.   Państwa członkowskie zapewniają, by prosumenci energii odnawialnej, działający samodzielnie lub za pośrednictwem koncentratorów, mieli prawo:
a)
wytwarzać energię odnawialną, również na własne potrzeby, przechowywać i sprzedawać swoje nadwyżki produkcji odnawialnej energii elektrycznej, w tym poprzez umowy zakupu odnawialnej energii elektrycznej, za pośrednictwem dostawców energii elektrycznej i poprzez ustalenia w zakresie partnerskiego (peer-to-peer) handlu, jednocześnie nie podlegając:
(i)
odnośnie do energii elektrycznej, którą pobierają z sieci lub którą do sieci wprowadzają – dyskryminacyjnym lub nieproporcjonalnym procedurom i opłatom oraz opłatom sieciowym nieodzwierciedlającym kosztów;
(ii)
odnośnie do samodzielnie wytworzonej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych pozostającej w ich obiektach – dyskryminacyjnym lub nieproporcjonalnym procedurom i wszelkim opłatom;
b)
instalować i eksploatować systemy magazynowania energii elektrycznej połączone z instalacjami wytwarzającymi odnawialną energię elektryczną na własny użytek bez podlegania jakimkolwiek podwójnym opłatom, w tym opłatom sieciowym za zmagazynowaną energię elektryczną pozostającą w ich obiektach;
c)
zachować swoje prawa i obowiązki jako odbiorcy końcowi;
d)
otrzymywać wynagrodzenie, w stosownych przypadkach również z systemów wsparcia, za samodzielnie wytworzoną odnawialną energię elektryczną, którą wprowadzają do sieci, odzwierciedlające wartość rynkową tej energii elektrycznej i mogące uwzględnić jej długoterminową wartość dla sieci, środowiska i społeczeństwa.
3.   Państwa członkowskie mogą stosować wobec prosumentów energii odnawialnej niedyskryminacyjne i proporcjonalne opłaty odnośnie do samodzielnie wytworzonej odnawialnej energii elektrycznej pozostającej w ich obiektach w następujących przypadkach:
a)
jeśli samodzielnie wytworzona odnawialna energia elektryczna jest efektywnie wspierana przez systemy wsparcia – i jedynie w zakresie, w jakim opłacalność ekonomiczna projektu i efekt zachęty takiego wsparcia pozostają nienaruszone;
b)
od 1 grudnia 2026 r., jeśli ogólny udział instalacji na własny użytek przekracza 8 % całkowitej zainstalowanej mocy elektrycznej w danym państwie członkowskim oraz jeżeli zostanie wykazane w drodze oceny kosztów i korzyści dokonanej przez krajowy organ regulacyjny tego państwa członkowskiego, przeprowadzonej w drodze otwartego, przejrzystego i partycypacyjnego procesu, że przepis określony w ust. 2 lit. a) ppkt (ii) prowadzi do znacznego nieproporcjonalnego obciążenia długoterminowej stabilności finansowej systemu elektrycznego albo że tworzy zachętę wykraczającą poza to, co jest obiektywnie niezbędne do osiągnięcia opłacalnego rozpowszechniania energii odnawialnej i jeśli takie obciążenie albo taka zachęta nie mogą być zminimalizowane przez podjęcie innych rozsądnych działań; lub
c)
jeśli samodzielnie wytworzona odnawialna energia elektryczna jest produkowana w instalacjach o całkowitej zainstalowanej mocy elektrycznej powyżej 30 kW.
4.   Państwa członkowskie zapewniają, aby prosumenci energii odnawialnej zlokalizowani w tym samym budynku, w tym w budynku wielomieszkaniowym, mieli prawo podejmować wspólnie działania, o których mowa w ust. 2, i mogli dokonywać ustaleń w zakresie dzielenia się między sobą energią odnawialnych produkowaną w ich siedzibie lub siedzibach, bez uszczerbku dla opłat sieciowych i innych odpowiednich opłat i podatków mających zastosowanie do każdego prosumenta energii odnawialnej. Państwa członkowskie mogą wprowadzić zróżnicowanie pomiędzy indywidualnymi prosumentami energii odnawialnej a działającymi grupowo prosumentami energii odnawialnej. Wszelkie takie zróżnicowanie musi być proporcjonalne i należycie uzasadnione.
5.   Strona trzecia może być właścicielem instalacji prosumenta energii odnawialnej lub może zarządzać taką instalacją w zakresie instalacji, eksploatacji, w tym pomiarów, oraz konserwacji, pod warunkiem że podlega ona instrukcjom prosumenta energii odnawialnej. Takiej strony trzeciej nie uznaje się za prosumenta energii odnawialnej.
6.   Państwa członkowskie wprowadzają ramy sprzyjające promowaniu i ułatwianiu rozwoju prosumpcji energii odnawialnej, w oparciu o ocenę istniejących nieuzasadnionych bariery dla prosumpcji energii odnawialnej na ich terytorium i w ich sieciach energetycznych oraz jej potencjału. Takie ramy sprzyjające między innymi:
a)
dotyczą kwestii dostępności prosumpcji energii odnawialnej dla wszystkich odbiorców końcowych, w tym gospodarstw domowych o niskich dochodach lub w trudnej sytuacji;
b)
dotyczą nieuzasadnionych barier dla finansowania projektów na rynku i środków ułatwiających dostęp do finansowania;
c)
dotyczą innych nieuzasadnionych barier dla prosumpcji energii odnawialnej, w tym dla najemców;
d)
dotyczą zachęt dla właścicieli budynków, by tworzyli możliwości w zakresie prosumpcji energii odnawialnej, w tym dla najemców;
e)
przyznają prosumentom energii odnawialnej, w odniesieniu do samodzielnie wytworzonej, wprowadzonej przez nich do sieci odnawialnej energii elektrycznej, niedyskryminacyjny dostęp do odpowiednich, istniejących systemów wsparcia, a także do wszystkich segmentów rynku energii elektrycznej;
f)
zapewniają, by prosumenci energii odnawialnej uczestniczyli w odpowiedni i wyważony sposób w ogólnym podziale kosztów systemu, gdy energia elektryczna jest wprowadzana do sieci.
Państwa członkowskie dołączają podsumowanie swoich polityk i środków będących częścią sprzyjających ram i ocenę wdrożenia tych polityk i środków, odpowiednio, w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu oraz w sprawozdaniach z postępów na mocy rozporządzenia (UE) 2018/1999.
7.   Niniejszy artykuł stosuje się bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE.
Artykuł 22
Społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej
1.   Państwa członkowskie zapewniają, aby odbiorcy końcowi, w szczególności gospodarstwa domowe, byli uprawnieni do uczestniczenia w społecznościach energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej przy zachowaniu swoich praw lub obowiązków jako odbiorców końcowych i bez podlegania nieuzasadnionym lub dyskryminacyjnym warunkom lub procedurom, które uniemożliwiałyby ich udział w społecznościach energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej, pod warunkiem że w przypadku przedsięwzięć prywatnych ich udział nie stanowi ich głównej działalności gospodarczej ani zawodowej.
2.   Państwa członkowskie zapewniają, aby społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej miały prawo do:
a)
produkcji, zużywania, magazynowania i sprzedaży energii odnawialnej, w tym w drodze umów zakupu odnawialnej energii elektrycznej;
b)
podziału, w ramach danej społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej, energii odnawialnej wyprodukowanej przez jednostki produkcyjne będące własnością tej społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej, z zastrzeżeniem innych wymogów określonych w niniejszym artykule i z zastrzeżeniem zachowania praw i obowiązków członków społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej jako odbiorców;
c)
dostępu – w sposób niedyskryminacyjny – do wszystkich odpowiednich rynków energii, zarówno bezpośrednio, jak i za pośrednictwem koncentracji.
3.   Państwa członkowskie oceniają istniejące przeszkody i potencjał rozwoju na swoich terytoriach społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej.
4.   Państwa członkowskie ustanawiają ramy pozwalające na promowanie i ułatwianie rozwoju społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej. Ramy te zapewniają między innymi, aby:
a)
usunięte zostały nieuzasadnione bariery regulacyjne i administracyjne dla społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej;
b)
społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej dostarczające energię lub świadczące usługi koncentracji lub inne usługi komercyjne w zakresie energii podlegały przepisom odpowiednim dla takiej działalności;
c)
operator danego systemu dystrybucyjnego współpracował ze społecznościami energetycznymi działającymi w zakresie energii odnawialnej w celu ułatwienia transferów energii w ramach społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej;
d)
społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej podlegały sprawiedliwym, proporcjonalnym i przejrzystym procedurom, w tym procedurom w zakresie rejestracji i wydawania koncesji, oraz ponosiły odzwierciedlające koszty opłaty sieciowe, jak również odpowiednie opłaty i podatki, co zapewni, że w adekwatny, sprawiedliwy i wyważony sposób będą one uczestniczyć w ogólnym podziale kosztów systemu zgodnie z przejrzystą analizą kosztów i korzyści dotyczącą dystrybuowanych źródeł energii opracowaną przez właściwe organy krajowe;
e)
społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej nie podlegały dyskryminacyjnemu traktowaniu w odniesieniu do ich działalności, praw i obowiązków jako odbiorcy końcowi, producenci, dostawcy, operatorzy systemu dystrybucyjnego lub jako inni uczestnicy rynku;
f)
udział w społecznościach energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej był otwarty dla wszystkich konsumentów, w tym gospodarstw domowych o niskich dochodach lub w trudnej sytuacji;
g)
dostępne były narzędzia ułatwiające dostęp do finansowania i informacji;
h)
udzielane było wsparcie regulacyjne i wsparcie na rzecz budowania potencjału dla organów publicznych w umożliwianiu powstawania i tworzeniu społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej, w tym w pomaganiu władzom w bezpośrednim uczestnictwie;
i)
powstały przepisy gwarantujące równe i niedyskryminujące traktowanie konsumentów, którzy uczestniczą w społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej.
5.   Główne elementy ułatwiających ram, o których mowa w ust. 4, i ich wdrażania są częścią aktualizacji zintegrowanych krajowych planów państw członkowskich w dziedzinie energii i klimatu oraz sprawozdań z postępów zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2018/1999.
6.   Państwa członkowskie mogą postanowić, aby społeczności energetyczne działające w zakresie energii odnawialnej były otwarte na uczestnictwo transgraniczne.
7.   Bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE państwa członkowskie uwzględniają specyfikę społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej przy projektowaniu systemów wsparcia, aby umożliwić tym społecznościom ubieganie się o wsparcie na równych warunkach z innymi uczestnikami rynku.
Artykuł 23
Zwiększanie roli energii odnawialnej w ciepłownictwie i chłodnictwie
1.   W celu promowania korzystania z energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia każde państwo członkowskie dąży do zwiększenia udziału energii odnawialnej w tym sektorze orientacyjnie o 1,3 punktu procentowego jako roczna średnia wyliczona dla okresów 2021–2025 i 2026–2030, zaczynając od udziału energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia osiągniętego w 2020 r., wyrażonego jako krajowy udział w zużyciu energii końcowej i obliczonego zgodnie z metodyką opisaną w art. 7, bez uszczerbku dla ust. 2 niniejszego artykułu. W przypadku państw członkowskich, w których nie wykorzystuje się ciepła odpadowego i chłodu odpadowego, to zwiększenie udziału ograniczone jest do 1,1 punktu procentowego. W stosownych przypadkach państwa członkowskie nadają priorytet najlepszym dostępnym technologiom.
2.   Do celów ust. 1, obliczając swój udział energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia i swoje średnie roczne zwiększenie, o którym mowa w ust. 1, każde państwo członkowskie:
a)
może doliczać ciepło odpadowe i chłód odpadowy, do wysokości 40 %średniego rocznego zwiększenia;
b)
jeżeli jego udział energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia przekracza 60 %, może liczyć każdy taki udział jako spełniający średnie roczne zwiększenie; oraz
c)
jeżeli jego udział energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia wynosi ponad 50 %, ale nie przekracza 60 %, może liczyć każdy taki udział jako spełniający połowę średniego rocznego zwiększenia.
Podejmując decyzje o wprowadzeniu środków w celu stosowania energii ze źródeł odnawialnych w sektorze ogrzewania i chłodzenia państwa członkowskie mogą uwzględniać opłacalność odzwierciedlającą strukturalne bariery wynikające z wysokiego udziału gazu ziemnego lub chłodzenia, lub z rozproszonej struktury rozmieszczenia skupisk ludzkich o niskiej gęstości zaludnienia.
W przypadku gdyby środki te skutkowały niższym średnim rocznym zwiększeniem niż to, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, państwa członkowskie podają informacje o tym fakcie do wiadomości publicznej, na przykład w ich zintegrowanych krajowych sprawozdaniach z postępów dotyczących energii i klimatu zgodnie z art. 20 rozporządzenia(UE) 2018/1999, i przekazują Komisji uzasadnienie, w tym uzasadnienie wyboru środków, o których mowa w akapicie drugim niniejszego ustępu.
3.   Na podstawie obiektywnych i niedyskryminacyjnych kryteriów państwa członkowskie mogą ustanowić i podać do wiadomości publicznej wykaz środków oraz wyznaczyć i podać do wiadomości publicznej podmioty wykonawcze, takie jak dostawcy paliw, organy publiczne lub zawodowe, które mają przyczyniać się do średniego rocznego zwiększenia, o którym mowa w ust. 1.
4.   Państwa członkowskie mogę wdrażać średnie roczne zwiększenie, o którym mowa w ust. 1, między innymi, stosując jeden lub więcej następujących wariantów:
a)
fizyczne wprowadzanie energii odnawialnej lub ciepła odpadowego i chłodu odpadowego do energii i paliw energetycznych dostarczanych na potrzeby ogrzewania i chłodzenia;
b)
bezpośrednie środki ograniczające zużycie paliw kopalnych, takie jak instalacja w budynkach wysoce efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych wykorzystujących energię odnawialną lub wykorzystywanie energii odnawialnej lub ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w przemysłowych procesach grzewczych i chłodniczych;
c)
pośrednie środki ograniczające zużycie paliw kopalnych objęte zbywalnymi certyfikatami potwierdzającymi przestrzeganie zobowiązania określonego w ust. 1 poprzez wspieranie pośrednich środków ograniczających przez inny podmiot gospodarczy, taki jak niezależny instalator technologii związanych z energia odnawialną lub przedsiębiorstwo usług energetycznych świadczące usługi w zakresie instalacji wykorzystujących energie odnawialne; lub
d)
inne środki z zakresu polityki o równoważnym skutku w celu osiągnięcia średniego rocznego zwiększenia, o którym mowa w ust. 1, w tym środki fiskalne lub inne zachęty finansowe.
Przy wprowadzaniu i wdrażaniu środków, o których mowa w akapicie pierwszym, państwa członkowskie dążą do zapewnienia dostępności tych środków dla wszystkich konsumentów, zwłaszcza gospodarstw domowych o niskich dochodach lub gospodarstw domowych w trudnej sytuacji, które w przeciwnym wypadku nie dysponowałyby wystarczającymi nakładami kapitałowymi, by korzystać z tych środków.
5.   Państwa członkowskie mogą korzystać ze struktur ustanowionych w ramach krajowych zobowiązań w zakresie oszczędności energii, o których mowa w art. 7 dyrektywy 2012/27/UE, w celu wdrażania i monitorowania środków, o których mowa w ust. 3 niniejszego artykułu.
6.   W przypadku wyznaczenia podmiotów na podstawie ust. 3 państwa członkowskie zapewniają, by ich wkład w te wyznaczone podmioty był wymierny i możliwy do zweryfikowania oraz by wyznaczone podmioty składały co roku sprawozdanie dotyczące:
a)
całkowitej ilości energii dostarczonej do celów ogrzewania i chłodzenia;
b)
całkowitej ilości energii odnawialnej dostarczonej do celów ogrzewania i chłodzenia;
c)
ilości ciepła odpadowego i chłodu odpadowego dostarczonej do celów ogrzewania i chłodzenia;
d)
udziału energii odnawialnej i ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w całkowitej ilości energii dostarczonej do celów ogrzewania i chłodzenia; oraz
e)
rodzaju odnawialnego źródła energii.
Artykuł 24
Systemy ciepłownicze i chłodnicze
1.   Państwa członkowskie zapewniają, aby odbiorcy końcowi otrzymywali – w łatwo dostępny sposób, na przykład na stronach internetowych dostawców lub w rozliczeniach rocznych, lub na żądanie – informacje na temat efektywności energetycznej i udziału energii odnawialnej w ich systemach ciepłowniczych i chłodniczych.
2.   Państwa członkowskie ustanawiają niezbędne środki i warunki umożliwiające odbiorcom systemów ciepłowniczych i chłodniczych, które nie są efektywnymi systemami ciepłowniczymi i chłodniczymi lub które nie staną się takimi systemami do dnia 31 grudnia 2025 r. w oparciu o plan zatwierdzony przez właściwy organ, odłączenie się od takiego systemu poprzez zakończenie lub zmianę umowy w celu samodzielnej produkcji ciepła lub chłodu z wykorzystaniem źródeł odnawialnych.
W przypadku gdy zakończenie umowy wiąże się z fizycznym odłączeniem, takie zakończenie może być uzależnione od odszkodowania za koszty poniesione bezpośrednio z powodu fizycznego odłączenia oraz za niezamortyzowaną część aktywów koniecznych do dostarczenia ciepła i chłodu do danego odbiorcy.
3.   Państwa członkowskie mogą ograniczyć prawo do odłączenia poprzez zakończenie lub zmianę umowy zgodnie z ust. 2 do odbiorców, którzy mogą wykazać, że planowane alternatywne rozwiązanie w zakresie ogrzewania lub chłodzenia przyniesie znaczącą poprawę efektywności energetycznej. Ocena efektywności energetycznej alternatywnego rozwiązania może opierać się na świadectwie charakterystyki energetycznej.
4.   Państwa członkowskie ustanawiają niezbędne środki zapewniające, by systemy ciepłownicze i chłodnicze przyczyniały się do zwiększenia, o którym mowa w art. 23 ust. 1 niniejszej dyrektywy, poprzez wdrożenie przynajmniej jednej z dwóch następujących opcji:
a)
dążenie do zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych oraz z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w systemach ciepłowniczych i chłodniczych o przynajmniej jeden punkt procentowy jako roczna średnia obliczona dla okresu 2021–2025 i dla okresu 2026–2030, zaczynając od udziału energii ze źródeł odnawialnych i z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w systemach ciepłowniczych i chłodniczych osiągniętego w 2020 r., wyrażonego w postaci udziału w końcowym zużyciu energii w systemach ciepłowniczych i chłodniczych, poprzez wdrożenie środków, co do których można się spodziewać, że spowodują takie średnie roczne zwiększenie w latach o normalnych warunkach klimatycznych.
Państwa członkowskie, w których udział energii ze źródeł odnawialnych i z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego w systemach ciepłowniczych i chłodniczych przekracza 60 %, mogą liczyć każdy taki udział jako spełniający średnie roczne zwiększenie o którym mowa w akapicie pierwszym niniejszej litery.
Państwa członkowskie ustanawiają środki konieczne do wdrożenia średniego rocznego zwiększenia określonego w akapicie pierwszym niniejszej litery w swoich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z załącznikiem I do rozporządzenia (UE) 2018/1999;
b)
zapewnienie, by operatorzy systemów ciepłowniczych i chłodniczych byli zobowiązani do przyłączenia dostawców energii ze źródeł odnawialnych oraz z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego lub byli zobowiązani do oferowania podłączenia i zakupu ciepła i chłodu ze źródeł odnawialnych oraz z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego od dostawców będących stroną trzecią – w oparciu o niedyskryminacyjne kryteria określone przez właściwy organ danego państwa członkowskiego, jeżeli operatorzy ci muszą:
(i)
zaspokoić popyt ze strony nowych odbiorców;
(ii)
zastąpić istniejące zdolności wytwarzania ciepła lub chłodu; lub
(iii)
rozszerzyć istniejące zdolności wytwarzania ciepła lub chłodu.
5.   W przypadku gdy państwo członkowskie korzysta z opcji, o której mowa w ust. 4 lit. b), operator systemu ciepłowniczego lub chłodniczego może odmówić przyłączenia i zakupu ciepła lub chłodu od dostawców będących stronami trzecimi, w przypadku gdy:
a)
system nie ma wystarczającej przepustowości ze względu na inne dostawy ciepła odpadowego i chłodu odpadowego, ciepła lub chłodu ze źródeł odnawialnych bądź ciepła lub chłodu produkowanego przez wysokosprawne układy kogeneracyjne;
b)
ciepło lub chłód od dostawcy będącego stroną trzecią nie spełnia parametrów technicznych niezbędnych do przyłączenia oraz zapewnienia niezawodnego i bezpiecznego funkcjonowania systemu ciepłowniczego i chłodniczego; lub
c)
operator może wykazać, że udzielenie dostępu doprowadziłoby do nadmiernego wzrostu kosztów dla odbiorców końcowych za dostarczenie ciepła lub chłodu w porównaniu z kosztami związanymi z korzystaniem z głównego lokalnego źródła ciepła lub chłodu, dla którego energia ze źródeł odnawialnych lub ciepło odpadowe i chłód odpadowy stanowiłyby konkurencję.
Państwa członkowskie zapewniają, by w przypadku gdy operator systemu ciepłowniczego lub chłodniczego odmówi przyłączenia dostawcy ciepła lub chłodu na podstawie akapitu pierwszego, operator ten zgodnie z ust. 9 przekazał właściwemu organowi informację dotyczącą powodów odmowy, jak również warunków, które należałoby spełnić i środków, które należałoby wprowadzić w systemie, aby umożliwić takie przyłączenie.
6.   W przypadku gdy państwo członkowskie korzysta z opcji, o której mowa w ust. 4 lit. b), może ono zwolnić operatorów następujących systemów ciepłowniczych i chłodniczych ze stosowania tej litery:
a)
efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych;
b)
efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych wykorzystujących wysokosprawną kogenerację;
c)
systemów ciepłowniczych i chłodniczych, które na podstawie planu zatwierdzonego przez właściwy organ staną się efektywnymi systemami ciepłowniczymi i chłodniczymi do 31 grudnia 2025 r.;
d)
systemów ciepłowniczych i chłodniczych o całkowitej nominalnej mocy cieplnej poniżej 20 MW.
7.   Prawo do odłączenia poprzez zakończenie lub zmianę umowy zgodnie z ust. 2 mogą stosować odbiorcy indywidualni, wspólne przedsiębiorstwa utworzone przez odbiorców lub strony działające w imieniu odbiorców. W przypadku budynków wielomieszkaniowych takie odłączenie można przeprowadzić wyłącznie na poziomie całego budynku zgodnie z obowiązującym prawem mieszkaniowym.
8.   Państwa członkowskie wymagają od operatorów systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej, aby nie rzadziej niż co cztery lata oceniali, we współpracy z operatorami systemów ciepłowniczych i chłodniczych na odpowiednim obszarze, potencjał systemów ciepłowniczych i chłodniczych pod względem zapewnienia usługi bilansującej i innych usług systemowych, w tym odpowiedzi odbioru i magazynowania nadwyżek energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz aby oceniali, czy wykorzystanie zidentyfikowanego potencjału byłoby bardziej efektywne pod względem zasobów i kosztów niż rozwiązania alternatywne.
9.   Państwa członkowskie zapewniają jasne określenie i egzekwowanie przez właściwy organ praw konsumentów oraz zasad eksploatacji systemów ciepłowniczych i chłodniczych na podstawie niniejszego artykułu.
10.   Państwo członkowskie nie ma obowiązku stosowania ust. 2–9 niniejszego artykułu, jeżeli:
a)
w dniu 24 grudnia 2018 r. udział jego systemów ciepłowniczych i chłodniczych w ogólnym zużyciu energii na ogrzewanie i chłodzenie wynosi 2 % lub mniej;
b)
udział jego systemów ciepłowniczych i chłodniczych wzrasta ponad poziom 2 % na skutek rozwijania nowych efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych na podstawie jego zintegrowanych krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z załącznikiem I do rozporządzenia (UE) 2018/1999 lub na podstawie oceny, o której mowa w art. 15 ust. 8 niniejszej dyrektywy; lub
c)
udział jego systemów, o których mowa w ust. 6 niniejszego artykułu, stanowi ponad 90 % całkowitej sprzedaży jego systemów ciepłowniczych i chłodniczych.
Artykuł 25
Zwiększanie roli energii odnawialnej w sektorze transportu
1.   Aby zwiększyć stosowanie energii odnawialnej w sektorze transportu, każde państwo członkowskie wprowadza obowiązek, by dostawcy paliw do 2030 r. zapewnili co najmniej 14-procentowy udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w sektorze transportu (zwany dalej „udziałem minimalnym”), zgodnie z orientacyjnym kursem ustalonym przez dane państwo członkowskie i obliczonym według metody określonej w niniejszym artykule oraz w art. 26 i 27. Komisja dokona oceny tego obowiązku z myślą o przedstawieniu do 2023 r. wniosku ustawodawczego dotyczącego jego zwiększenia w przypadku, gdy koszty produkcji energii odnawialnej ulegną dalszemu znacznemu obniżeniu lub, w razie konieczności, w celu spełnienia międzynarodowych zobowiązań Unii w zakresie obniżenia emisyjności, lub jeśli będzie to uzasadnione istotnym zmniejszeniem zużycia energii w Unii.
Ustanawiając ten obowiązek ciążący na dostawcach paliw, państwa członkowskie mogą wprowadzić zwolnienie dla różnych dostawców paliw i różnych nośników energii lub rozróżnienie między nimi przy zapewnieniu, aby zostały uwzględnione różne stopnie zaawansowania i koszty różnych technologii.
Do obliczenia udziału minimalnego, o którym mowa w akapicie pierwszym, państwa członkowskie:
a)
uwzględniają odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego również wtedy, gdy są one stosowane jako produkt pośredni w produkcji paliw konwencjonalnych; oraz
b)
mogą uwzględniać pochodzące z recyklingu paliwa węglowe.
W ramach udziału minimalnego, o którym mowa w akapicie pierwszym, wkład zaawansowanych biopaliw i biogazu wyprodukowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część A jako udział w końcowym zużyciu energii w sektorze transportu ma wynieść co najmniej 0,2 % w 2022 r., co najmniej 1 % w 2025 r. oraz co najmniej 3,5 % w 2030 r.
Państwa członkowskie mogą zwolnić dostawców paliw dostarczających paliwa w postaci energii elektrycznej lub odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego – w odniesieniu do tych paliw – z wymogu osiągnięcia minimalnego udziału zaawansowanych biopaliw i biogazu wyprodukowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część A.
Ustanawiając obowiązek, o którym mowa w akapitach pierwszym i czwartym, w celu zapewnienia osiągnięcia wyznaczonego w nich udziału, państwa członkowskie mogą to uczynić, między innymi za pomocą środków dotyczących wielkości, wartości energetycznej lub ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, pod warunkiem że zostanie wykazane, że udziały minimalne, o których mowa w akapitach pierwszym i czwartym, zostały osiągnięte.
2.   Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych wynikające ze stosowania odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego ma od dnia 1 stycznia 2021 r. wynosić co najmniej 70 %.
Do dnia 1 stycznia 2021 r. Komisja przyjmuje akt delegowany zgodnie z art. 35 w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez ustanowienie odpowiednich minimalnych progów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku pochodzących z recyklingu paliw węglowych w drodze oceny cyklu życia uwzględniającej specyfikę każdego rodzaju paliwa.
Artykuł 26
Zasady szczególne w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wyprodukowanych z roślin spożywczych i pastewnych
1.   Do obliczenia końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych w danym państwie członkowskim, o którym mowa w art. 7, oraz udziału minimalnego, o którym mowa w art. 25 ust. 1 akapit pierwszy, udział biopaliw i biopłynów, jak również paliw z biomasy zużywanych w transporcie – jeśli są one produkowane z roślin spożywczych i pastewnych – nie może w tym państwie członkowskim przekraczać o więcej niż o 1 punkt procentowy udziału takich paliw w końcowym zużyciu energii w sektorach transportu drogowego i kolejowego w 2020 r., a maksymalnie może to być 7 % końcowego zużycia energii w sektorach transportu drogowego i kolejowego w tym państwie członkowskim.
W przypadku gdy udział ten wynosi poniżej 1 % w jednym z państw członkowskich, udział ten można zwiększyć do maksymalnie 2 % końcowego zużycia energii w sektorach transportu drogowego i kolejowego.
Państwa członkowskie mogą ustanowić niższy limit i wprowadzić, do celów art. 29 ust. 1, rozróżnienie między różnymi biopaliwami, biopłynami i paliwami z biomasy produkowanymi z roślin spożywczych i pastewnych, uwzględniając najlepsze dostępne dowody dotyczące wpływu na pośrednią zmianę użytkowania gruntów. Państwa członkowskie mogą na przykład ustanowić niższy limit w odniesieniu do udziału biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy produkowanych z roślin oleistych.
W przypadku gdy udział biopaliw i biopłynów, jak również paliw z biomasy zużywanych w transporcie, wyprodukowanych z roślin spożywczych i pastewnych w danym państwie członkowskim jest ograniczony do poziomu poniżej 7 % lub gdy państwo członkowskie postanowi dalej ograniczyć ten udział, może ono odpowiednio zmniejszyć udział minimalny, o którym mowa w art. 25 ust. 1 akapit pierwszy, o maksymalnie 7 punktów procentowych.
2.   Do obliczenia końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych w danym państwie członkowskim, o którym mowa w art. 7, oraz udziału minimalnego, o którym mowa w art. 25 ust. 1 akapit pierwszy, udział biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy o wysokim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów wyprodukowanych z roślin spożywczych i pastewnych, w przypadku których zaobserwowano znaczącą ekspansję obszaru produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla, nie może przekraczać poziomu zużycia takich paliw w tym państwie członkowskim w 2019 r., o ile nie zostały one certyfikowane jako biopaliwa, biopłyny lub paliwa z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów zgodnie z niniejszym ustępem.
Od dnia 31 grudnia 2023 r. do dnia 31 grudnia 2030 r. limit podlega stopniowemu obniżaniu do poziomu 0 %.
Do dnia 1 lutego 2019 r. Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie dotyczące stanu światowej ekspansji produkcji odnośnych roślin spożywczych i pastewnych.
Do dnia 1 lutego 2019 r. Komisja przyjmuje akt delegowany zgodnie z art. 35 w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez ustanowienie kryteriów certyfikacji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów oraz określenie surowców o wysokim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów, w przypadku których to surowców zaobserwowano znaczącą ekspansję obszaru produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla. Sprawozdanie to i towarzyszący mu akt delegowany muszą być oparte na najlepszych dostępnych danych naukowych.
Do dnia 1 września 2023 r. Komisja na podstawie najlepszych dostępnych danych naukowych dokonuje przeglądu kryteriów określonych w akcie delegowanym, o którym mowa w akapicie czwartym, i przyjmuje akty delegowane zgodnie z art. 35 w celu zmiany, w stosownych przypadkach, takich kryteriów i określenia trajektorii stopniowego zmniejszania wkładu na poczet celu określonego w art. 3 ust. 1 i udziału minimalnego, o którym mowa w art. 25 ust. 1 akapit pierwszy, wnoszonego przez biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy o wysokim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów wyprodukowane z surowców, w przypadku których zaobserwowano znaczącą ekspansję obszaru produkcji na tereny zasobne w pierwiastek węgla.
Artykuł 27
Zasady obliczania w odniesieniu do udziałów minimalnych energii odnawialnej w sektorze transportu
1.   Do celów obliczania udziałów minimalnych, o których mowa w art. 25 ust. 1 akapity pierwszy i czwarty, zastosowanie mają następujące zasady:
a)
do obliczenia mianownika, tj. wartości energetycznej paliw w transporcie drogowym i kolejowym dostarczanych do celów zużycia lub wykorzystania na rynku, uwzględnia się: benzynę, olej napędowy, gaz ziemny, biopaliwa, biogaz, odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego, pochodzące z recyklingu paliwa węglowe oraz energię elektryczną dostarczane do sektorów transportu drogowego i kolejowego;
b)
do obliczenia licznika, tj. ilości energii ze źródeł odnawialnych zużytej w sektorze transportu do celów art. 25 ust.1 akapit pierwszy, uwzględnia się wartość energetyczną wszystkich rodzajów energii ze źródeł odnawialnych dostarczanych do wszystkich sektorów transportu, w tym odnawialnej energii elektrycznej dostarczanej do sektorów transportu drogowego i kolejowego. Państwa członkowskie mogą również uwzględniać pochodzące z recyklingu paliwa węglowe.
Do celów obliczenia licznika udział biopaliw i biogazu produkowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część B ogranicza się, za wyjątkiem Cypru i Malty, do 1,7 % wartości energetycznej paliw transportowych dostarczanych do celów zużycia lub wykorzystania na rynku. Państwa członkowskie mogą w uzasadnionych okolicznościach zmienić ten limit z uwagi na dostępność surowca. Wszelkie takie zmiany wymagają zatwierdzenia przez Komisję;
c)
do celów obliczenia zarówno licznika, jak i mianownika należy stosować wartości dotyczące wartości energetycznej paliw transportowych określone w załączniku III. W celu określenia wartości energetycznej paliw transportowych niewymienionych w załączniku III państwa członkowskie stosują odpowiednie normy ESO dotyczące ustalania wartości kalorycznych paliw. W przypadku gdy nie przyjęto w tym celu norm ESO, stosuje się odpowiednie normy ISO. Komisja jest uprawniona do przyjęcia zgodnie z art. 35 aktów delegowanych w celu zmiany niniejszej dyrektywy poprzez dostosowanie wartości energetycznej paliw transportowych określonych w załączniku III zgodnie z postępem naukowo-technicznym.
2.   Do celów wykazania osiągnięcia udziałów minimalnych, o których mowa w art. 25 ust. 1:
a)
udział biopaliw i biogazu dla transportu wyprodukowanych z surowców wymienionych w załączniku IX może być uznany za dwukrotności ich wartości energetycznej;
b)
udział odnawialnej energii elektrycznej uznaje się za czterokrotność jej wartości energetycznej w przypadku dostarczania jej do pojazdów drogowych, a w przypadku dostarczania jej do transportu kolejowego można uznać, że udział odnawialnej energii elektrycznej to jej wartość energetyczna pomnożona przez 1,5;
c)
z wyjątkiem paliw produkowanych z roślin spożywczych i pastewnych uznaje się, że udział paliw dostarczanych w sektorach lotniczym i morskim to ich wartość energetyczna pomnożona przez 1,2.
3.   Do celów obliczenia udziału odnawialnej energii elektrycznej w energii elektrycznej dostarczonej do pojazdów drogowych i kolejowych na potrzeby ust. 1 niniejszego artykułu, państwa członkowskie odnoszą się do dwuletniego okresu poprzedzającego rok dostarczenia energii elektrycznej na ich terytorium.
W drodze odstępstwa od akapitu pierwszego niniejszego artykułu, aby określić udział energii elektrycznej do celów ust. 1 niniejszego artykułu, w przypadku energii elektrycznej uzyskanej z bezpośredniego podłączenia do instalacji wytwarzającej odnawialną energię elektryczną i dostarczanej do pojazdów drogowych, tę energię elektryczną zalicza się w całości jako odnawialną.
Aby zapewnić, by spodziewany wzrost popytu na energię elektryczną w sektorze transportu wykraczający poza obecny poziom bazowy został zaspokojony przez dodatkowe moce wytwórcze energii odnawialnej, Komisja opracowuje ramy dodatkowości w sektorze transportu oraz przedstawia różne warianty w celu określenia poziomów bazowych państw członkowskich oraz pomiaru dodatkowości.
Do celów niniejszego ustępu jeżeli energia elektryczna jest wykorzystywana do produkcji odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego bezpośrednio albo do produkcji produktów pośrednich, w celu ustalenia udziału energii odnawialnej wykorzystuje się średni udział energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w państwie produkcji, według pomiarów z dwóch lat poprzedzających rok, którego dotyczy obliczenie.
Energia elektryczna uzyskana z bezpośredniego podłączenia do instalacji wytwarzającej odnawialną energię elektryczną może być jednak w całości zaliczana jako odnawialna energia elektryczna, jeżeli jest zużywana do celów produkcji odnawialnych ciekłych lub gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego, pod warunkiem że taka instalacja:
a)
rozpoczyna działanie później niż instalacja produkująca odnawialne ciekłe lub gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego lub w tym samym czasie; oraz
b)
nie jest podłączona do sieci lub jest podłączona do sieci, ale można udowodnić, że dana energia elektryczna została dostarczona bez pobierania energii elektrycznej z sieci.
Energia elektryczna, która została pobrana z sieci, może być zaliczona w całości jako odnawialna energia elektryczna, jeżeli jest ona produkowana wyłącznie ze źródeł odnawialnych i wykazano pochodzenie ze źródeł odnawialnych oraz spełnienie innych odpowiednich kryteriów, zapewniając, że o stwierdzenie pochodzenia tej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych występuje się tylko raz i tylko w jednym sektorze będącym odbiorcą końcowym.
Do dnia 31 grudnia 2021 r. Komisja przyjmuje akt delegowany zgodnie z art. 35 w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez ustanowienie unijnej metodyki, określającej szczegółowe zasady, według których podmioty gospodarcze mają spełniać wymogi określone w akapitach piątym i szóstym niniejszego ustępu.
Artykuł 28
Inne postanowienia dotyczące energii odnawialnej w sektorze transportu
1.   W celu zminimalizowania ryzyka, że pojedyncze partie surowców będą zaliczane więcej niż jednej raz w Unii, państwa członkowskie i Komisja zacieśniają współpracę pomiędzy krajowymi systemami oraz między krajowymi systemami a dobrowolnymi systemami i weryfikatorami utworzonymi na podstawie art. 30, obejmującą w stosownych przypadkach wymianę danych. W przypadku gdy właściwy organ jednego z państw członkowskich podejrzewa lub stwierdzi nadużycie, informuje o tym w stosownych przypadkach pozostałe państwa członkowskie.
2.   Komisja zapewnia, by została utworzona unijna baza danych umożliwiająca śledzenie ciekłych i gazowych paliw transportowych, które kwalifikują się, by zaliczyć je do licznika, o którym mowa w art. 27 ust. 1 lit. b) lub które uwzględnia się do celów, o których mowa w art. 29 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c). Państwa członkowskie wymagają, aby odpowiednie podmioty gospodarcze wprowadzały do tej bazy danych informacje o przeprowadzonych transakcjach oraz o właściwościach tych paliw pod względem zrównoważonego rozwoju, w tym o emisjach gazów cieplarnianych w całym cyklu życia tych paliw, począwszy od miejsca produkcji do dostawcy wprowadzającego paliwa do obrotu. Państwo członkowskie może ustanowić krajową bazę danych połączoną z unijną bazą danych, zapewniając natychmiastowe przekazywanie wprowadzanych informacji między tymi bazami.
Dostawcy paliw wprowadzają do odpowiedniej bazy danych informacje niezbędne do weryfikacji zgodności z wymogami określonymi w art. 25 ust. 1 akapity pierwszy i czwarty.
3.   Do 31 grudnia 2021 r. państwa członkowskie podejmą środki w celu zapewnienia dostępności paliw ze źródeł odnawialnych dla transportu, w tym w zakresie publicznie dostępnych punktów ładowania o dużej mocy oraz innej infrastruktury tankowania, jak przewidziano w ich krajowych ramach polityki zgodnie z dyrektywą 2014/94/UE.
4.   Państwa członkowskie mają dostęp do unijnej bazy danych, o której mowa w ust. 2 niniejszego artykułu. Państwa członkowskie wprowadzają środki służące zapewnieniu, aby podmioty gospodarcze wprowadzały do odpowiedniej bazy danych dokładne informacje. Komisja wprowadza wymóg, by systemy podlegające decyzji zgodnie z art. 30 ust. 4 niniejszej dyrektywy sprawdzały zgodność z tym wymogiem przy sprawdzaniu zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju dla biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. Komisja publikuje co dwa lata zagregowane informacje pochodzące z unijnej bazy danych zgodnie z załącznikiem VIII do rozporządzenia (UE) 2018/1999.
5.   Do dnia 31 grudnia 2021 r. Komisja przyjmuje akty delegowane zgodnie z art. 35 w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez określenie metodyki wyznaczania udziału biopaliwa oraz biogazu dla transportu będących produktem przetwarzania we wspólnym procesie biomasy i paliw kopalnych oraz określenie metodyki oceny ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, uzyskanego dzięki odnawialnym ciekłym i gazowym paliwom transportowym pochodzenia niebiologicznego oraz pochodzącym z recyklingu paliwom węglowym, co ma zapewnić, by jednostek za emisje uniknięte nie przyznawano za CO2, którego wychwytywanie otrzymało już jednostkę emisji na podstawie innych przepisów prawa.
6.   Do dnia 25 czerwca 2019 r., a następnie co dwa lata, Komisja dokonuje przeglądu wykazów surowców określonych w załączniku IX części A i B w celu dodania surowców, zgodnie z zasadami określonymi w akapicie trzecim.
Komisja jest uprawniona do przyjmowania aktów delegowanych zgodnie z art. 35 w celu zmiany wykazów surowców określonych w załączniku IX w części A i B, wyłącznie poprzez dodawanie pozycji do tych wykazów, a nie ich usuwanie. Surowce, które mogą być przetwarzane wyłącznie w technologiach zaawansowanych, dodaje się do załącznika IX część A. Surowce, które mogą zostać przetworzone na biopaliwa lub biogaz dla transportu w technologiach rozwiniętych, dodaje się do załącznika IX część B.
Takie akty delegowane muszą być oparte na analizie potencjału danego surowca jako materiału do produkcji biopaliw lub biogazu dla transportu, z uwzględnieniem:
a)
zasad gospodarki o obiegu zamkniętym i hierarchii postępowania z odpadami ustanowionej w dyrektywie 2008/98/WE;
b)
unijnych kryteriów zrównoważonego rozwoju określonych w art. 29 ust. 2–7;
c)
konieczności unikania istotnych zakłóceń na rynkach produktów (ubocznych), odpadów lub pozostałości;
d)
potencjału znacznego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z paliwami kopalnymi na podstawie oceny emisji w cyklu życia;
e)
konieczności unikania negatywnego wpływu na środowisko i bioróżnorodność; oraz
f)
konieczności unikania tworzenia dodatkowego popytu na grunty.
7.   Do dnia 31 grudnia 2025 r., w kontekście odbywającej się co dwa lata oceny postępów dokonanych na podstawie rozporządzenia (UE) 2018/1999, Komisja ocenia, czy obowiązek dotyczący zaawansowanych biopaliw i biogazu produkowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część A, określony w art. 25 ust. 1 akapit czwarty, służy skutecznemu pobudzeniu innowacji i zapewnia obniżenie emisji gazów cieplarnianych w sektorze transportu. Komisja analizuje w tej ocenie, czy stosowanie niniejszego artykułu pozwala skutecznie unikać podwójnego rozliczania energii odnawialnej.
W stosownych przypadkach Komisja przedkłada wniosek dotyczący zmiany obowiązku dotyczącego zaawansowanych biopaliw i biogazu produkowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część A, określonego w art. 25 ust. 1 akapit czwarty.
Artykuł 29
Kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy
1.   Energię z biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy uwzględnia się do celów, o których mowa w lit. a), b) i c) niniejszego akapitu, tylko wtedy, gdy spełniają one kryteria zrównoważonego rozwoju oraz kryteria ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w ust. 2–7 i 10:
a)
wkład w realizację unijnego celu określonego w art. 3 ust. 1 i w udziały energii odnawialnej państw członkowskich;
b)
kontrola spełnienia obowiązku stosowania energii odnawialnej, w tym obowiązku określonego w art. 25;
c)
kwalifikowalność do wsparcia finansowego wykorzystania biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy.
Aby jednak biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wyprodukowane z odpadów lub pozostałości innych niż odpady lub pozostałości pochodzące z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa były uwzględniane do celów, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a), b) i c), muszą spełniać jedynie kryteria ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w ust. 10. Niniejszy akapit stosuje się również do odpadów i pozostałości, które, zanim zostaną przetworzone w biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, najpierw są przetwarzane w produkt.
Energia elektryczna, ciepło i chłód wyprodukowane z odpadów miejskich nie podlegają kryteriom ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonym w ust. 10.
Paliwa z biomasy muszą spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w ust. 2–7 i 10w przypadku, gdy są stosowane w instalacjach produkujących energię elektryczną, ciepło i chłód lub paliwa, o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 20 MW w przypadku stałych paliw z biomasy lub o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 2 MW w przypadku gazowych paliw z biomasy. Państwa członkowskie mogą stosować kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych do instalacji o niższej całkowitej nominalnej mocy cieplnej.
Kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w ust. 2–7 i 10 mają zastosowanie bez względu na geograficzne pochodzenie biomasy.
2.   Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wyprodukowane z odpadów i pozostałości niepochodzących z leśnictwa, lecz z gruntów rolnych, bierze się pod uwagę do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), tylko wówczas, gdy podmioty lub organy krajowe ustanowiły plany monitorowania lub zarządzania w celu zajęcia się kwestią wpływu na jakość gleby i zasoby pierwiastka węgla w glebie. Informacje na temat sposobu monitorowania tego wpływu i zarządzania nim przekazuje się na podstawie art. 30 ust. 3.
3.   Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy rolniczej uwzględnione dla celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), nie pochodzą z surowców uzyskanych z terenów o wysokiej wartości bioróżnorodności, czyli terenów, które w styczniu 2008 r. lub później posiadały następujący status, niezależnie od tego, czy posiadają go nadal:
a)
lasy pierwotne i inne zalesione grunty, czyli lasy i inne zalesione grunty z gatunkami rodzimymi, gdzie nie istnieją wyraźnie widoczne ślady działalności człowieka, a procesy ekologiczne nie zostały w istotny sposób zaburzone;
b)
lasy i inne zalesione grunty o wysokiej różnorodności biologicznej, charakteryzujące się obfitością gatunków i niezdegradowane lub takie, które zostały przez odpowiedni właściwy organ uznane za mające wysoką różnorodność biologiczną, chyba że przedstawiono dowody, że produkcja tych surowców nie narusza tych celów ochrony przyrody;
c)
obszary wyznaczone:
(i)
do celów ochrony przyrody na mocy prawa lub przez właściwy organ; lub
(ii)
do ochrony rzadkich, zagrożonych lub poważnie zagrożonych ekosystemów lub gatunków, uznawanych za takie na mocy umów międzynarodowych lub zawartych w wykazach sporządzanych przez organizacje międzyrządowe lub Międzynarodową Unię Ochrony Przyrody, pod warunkiem uznania ich zgodnie z art. 30 ust. 4 akapit pierwszy,
chyba że przedstawiono dowody, że produkcja tych surowców nie narusza tych celów ochrony przyrody;
d)
obszary trawiaste o wysokiej bioróżnorodności o powierzchni powyżej jednego hektara, czyli:
(i)
naturalne, czyli obszary trawiaste, które pozostaną obszarami trawiastymi, jeśli nie dojdzie do interwencji człowieka i które zachowują naturalny skład gatunkowy oraz cechy i procesy ekologiczne; lub
(ii)
nienaturalne, czyli obszary trawiaste, które przestaną być obszarami trawiastymi w braku interwencji człowieka i które są bogate gatunkowo i nie są zdegradowane oraz zostały zidentyfikowane przez odpowiedni właściwy organ jako obszary o wysokiej bioróżnorodności, chyba że udowodnione zostanie, iż zbiory surowców są konieczne, aby zachować ich status obszarów trawiastych o wysokiej bioróżnorodności.
Komisja może przyjmować akty wykonawcze określające dalsze kryteria, według których określa się, które obszary trawiaste mają zostać objęte zakresem stosowania akapitu pierwszego lit. d) niniejszego ustępu. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
4.   Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy rolniczej uwzględnione dla celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), nie pochodzą z surowców uzyskanych z terenów zasobnych w pierwiastek węgla, czyli terenów, które styczniu 2008 r. posiadały jeden z następujących statusów, ale już go nie posiadają:
a)
tereny podmokłe, czyli tereny pokryte lub nasączone wodą stale lub przez znaczną część roku;
b)
obszary stale zalesione, czyli obszary obejmujące więcej niż jeden ha z drzewami o wysokości powyżej pięciu metrów i z pokryciem powierzchni przez korony drzew powyżej 30 %, lub drzewami, mogącymi osiągnąć te progi in situ;
c)
obszary obejmujące więcej niż jeden ha z drzewami o wysokości powyżej pięciu metrów i z pokryciem powierzchni przez korony drzew pomiędzy 10 % a 30 %, lub drzewami, mogącymi osiągnąć te progi in situ, chyba że przedstawiono dowody, że obszar przed i po przekształceniu ma taką ilość pierwiastka węgla, że przy zastosowaniu metodyki określonej w załączniku V część C byłyby spełnione warunki określone w ust. 10 niniejszego artykułu.
Niniejszy ustęp nie ma zastosowania, jeżeli w czasie pozyskania surowców teren posiadał ten sam status co w styczniu 2008 r.
5.   Biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wyprodukowanych z biomasy rolniczej uwzględnianych dla celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), nie wytwarza się z surowców pozyskanych z terenów, które były torfowiskami w styczniu 2008 r., chyba że przedstawiono dowody, że przy uprawie i pozyskiwaniu tych surowców nie stosowano melioracji uprzednio niemeliorowanych gleb.
6.   Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy leśnej uwzględnione do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), spełniają następujące kryteria dotyczące zminimalizowania ryzyka użycia paliwa produkowanego z biomasy leśnej pochodzącej z produkcji niespełniającej kryteriów zrównoważonego rozwoju:
a)
państwo, w którym biomasa leśna została pozyskana, posiada krajowe lub regionalne przepisy obowiązujące w dziedzinie pozyskiwania biomasy, a także systemy monitorowania i egzekwowania istniejących przepisów zapewniających:
(i)
legalność operacji pozyskiwania;
(ii)
regenerację lasu na obszarach, z których pozyskiwano biomasę;
(iii)
ochronę obszarów wyznaczonych do celów ochrony przyrody na mocy prawa międzynarodowego lub krajowego lub przez właściwy organ, w tym terenów podmokłych i torfowisk;
(iv)
że pozyskiwanie odbywa się z uwzględnieniem zachowania jakości gleby i różnorodności biologicznej w celu zminimalizowania negatywnych skutków; oraz
(v)
że pozyskiwanie utrzymuje lub poprawia długoterminową zdolność produkcyjną lasu;
b)
jeżeli dowody, o których mowa w lit. a) niniejszego ustępu, nie są dostępne, biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy leśnej są uwzględniane do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), o ile na poziomie leśnego obszaru pozyskiwania istnieją systemy zarządzania zapewniające:
(i)
legalność operacji pozyskiwania;
(ii)
regenerację lasu na obszarach, z których pozyskiwano biomasę;
(iii)
ochronę obszarów wyznaczonych prawem międzynarodowym lub krajowym lub przez odpowiedni właściwy organ do celów ochrony przyrody, w tym terenów podmokłych i torfowisk, chyba że zostaną przedstawione dowody, że pozyskiwanie danego surowca nie kłóci się z tymi celami ochrony przyrody;
(iv)
że pozyskiwanie odbywa się z uwzględnieniem zachowania jakości gleby i różnorodności biologicznej w celu zminimalizowania negatywnych skutków; oraz
(v)
że pozyskiwanie utrzymuje lub poprawia długoterminową zdolność produkcyjną lasu.
7.   Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy leśnej uwzględniane do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), spełniają następujące kryteria dotyczące użytkowania gruntów, zmiany użytkowania gruntów i leśnictwa (zwanych dalej „LULUCF”):
a)
państwo lub regionalna organizacja integracji gospodarczej pochodzenia biomasy leśnej:
(i)
są stronami Porozumienia paryskiego;
(ii)
wniosły ustalony na szczeblu krajowym wkład (zwany dalej „NDC”) do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu (zwanej dalej „UNFCCC”), obejmujący emisje i pochłanianie z rolnictwa, leśnictwa i użytkowania gruntów, dzięki czemu zmiany w zasobach węgla powiązane z pozyskiwaniem biomasy są zaliczane na poczet zobowiązania danego państwa do redukcji lub ograniczenia emisji gazów cieplarnianych zgodnego z NDC; albo
(iii)
posiada krajowe lub regionalne przepisy, zgodne z art. 5 Porozumienia paryskiego, mające zastosowanie w obszarze pozyskiwania w celu ochrony i zwiększenia zasobów węgla i pochłaniaczy dwutlenku węgla oraz zapewniające dowody, że zgłoszone emisje w sektorze LULUCF nie przewyższają pochłaniania;
b)
jeżeli dowody, o których mowa w lit. a) niniejszego ustępu, nie są dostępne, biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy produkowane z biomasy leśnej są uwzględniane do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), o ile na poziomie leśnego obszaru pozyskiwania istnieją systemy zarządzania, dzięki którym długoterminowo utrzymany lub wzmocniony jest poziom zasobów węgla i pochłaniaczy dwutlenku w ekosystemach leśnych.
8.   Do 31 stycznia 2021 r. Komisja przyjmuje akty wykonawcze ustanawiające operacyjne wytyczne dotyczące dowodów do celów wykazania zgodności z kryteriami określonymi w ust. 6 i 7 niniejszego artykułu. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
9.   Do dnia 31 grudnia 2026 r. Komisja oceni na podstawie dostępnych danych, czy kryteria określone w ust. 6 i 7 skutecznie minimalizują ryzyko wykorzystania biomasy leśnej pochodzącej z produkcji niespełniającej kryteriów zrównoważonego rozwoju i spełniają kryteria LULUCF.
W stosownych przypadkach Komisja przedstawi wniosek ustawodawczy dotyczący zmiany kryteriów określonych w ust. 6 i 7 na okres po roku 2030.
10.   Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki wykorzystaniu biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy uwzględnionych dla celów, o których mowa w ust. 1, wynosi:
a)
co najmniej 50 % w przypadku biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu i biopłynów produkowanych w instalacjach będących w eksploatacji w dniu 5 października 2015 r. lub wcześniej;
b)
co najmniej 60 % w przypadku biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu i biopłynów produkowanych w instalacjach oddanych do eksploatacji w okresie od dnia 6 października 2015 r. do dnia 31 grudnia 2020 r.;
c)
co najmniej 65 % w przypadku biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu i biopłynów produkowanych w instalacjach oddanych do eksploatacji od dnia 1 stycznia 2021 r.;
d)
co najmniej 70 % w przypadku energii elektrycznej, ciepła i chłodu produkowanych z paliw z biomasy, wykorzystywanych w instalacjach oddanych do eksploatacji w okresie od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. oraz 80 % w przypadku instalacji oddanych do eksploatacji od dnia 1 stycznia 2026 r.
Instalację uznaje się za będącą w eksploatacji od momentu rozpoczęcia fizycznej produkcji biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu i biopłynów oraz od momentu rozpoczęcia fizycznej produkcji ciepła i chłodu oraz energii elektrycznej z paliw z biomasy.
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, które wynika z wykorzystania biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu, biopłynów oraz paliw z biomasy wykorzystywanych w instalacjach produkujących ciepło, chłód i energię elektryczną, oblicza się zgodnie z art. 31 ust. 1.
11.   Energię elektryczną z paliw z biomasy uwzględnia się do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), jedynie wtedy, gdy spełnia ona co najmniej jeden spośród następujących wymogów:
a)
jest ona produkowana w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej poniżej 50 MW;
b)
w przypadku instalacji o całkowitej nominalnej mocy cieplnej między od 50 do 100 MW – jest ona produkowana przy zastosowaniu technologii wysokosprawnej kogeneracji lub – w przypadku instalacji stricte elektrycznych –przy osiągnięciu poziomu sprawności energetycznej powiązanego z najlepszymi dostępnymi technikami (zwanymi dalej „BAT-AEEL”), zgodnie z definicją zawartą w decyzji wykonawczej Komisji (UE) 2017/1442 (26);
c)
w przypadku instalacji o całkowitej nominalnej mocy cieplnej powyżej 100 MW – jest ona produkowana przy zastosowaniu technologii wysokosprawnej kogeneracji lub – w przypadku instalacji stricte elektrycznych –przy osiągnięciu poziomu sprawności elektrycznej netto wynoszącego co najmniej 36 %;
d)
jest ona produkowana z zastosowaniem wychwytywania i składowania CO2 z biomasy.
Do celów ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c) niniejszego artykułu, instalacje stricte elektryczne uwzględnia się jedynie pod warunkiem że nie wykorzystują one paliw kopalnych jako paliwa głównego oraz jedynie wtedy, gdy zgodnie z oceną przeprowadzoną zgodnie z art. 14 dyrektywy 2012/27/UE zastosowanie technologii wysokosprawnej kogeneracji nie zapewnia potencjalnej opłacalności.
Do celów ust. 1 akapit pierwszy lit. a) i b) niniejszego artykułu niniejszy ustęp ma zastosowanie tylko do instalacji oddanych do eksploatacji lub przystosowanych do wykorzystywania paliw z biomasy po dniu 25 grudnia 2021 r. Do celów ust. 1 akapit pierwszy lit. c) niniejszego artykułu niniejszy ustęp pozostaje bez uszczerbku dla wsparcia udzielanego w ramach systemów wsparcia zgodnie z art. 4 zatwierdzonych do dnia 25 grudnia 2021 r.
Państwa członkowskie mogą stosować wymogi w zakresie efektywności energetycznej, które są wyższe, niż te, o których mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu, do instalacji o niższej nominalnej mocy cieplnej.
Akapit pierwszy nie ma zastosowania do energii elektrycznej z instalacji będących przedmiotem szczególnego powiadomienia przekazanego Komisji przez państwo członkowskie, wynikającego z należycie uzasadnionego zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Po ocenie powiadomienia Komisja podejmuje decyzję z uwzględnieniem elementów w nim zawartych.
12.   Do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c) niniejszego artykułu, i bez uszczerbku dla art. 25 i 26, państwa członkowskie nie mogą odmawiać – z innych powodów dotyczących zrównoważonego rozwoju – uwzględnienia biopaliw i biopłynów uzyskanych zgodnie z niniejszym artykułem.. Niniejszy ustęp pozostaje bez uszczerbku dla wsparcia publicznego udzielonego w ramach systemów wsparcia zatwierdzonych przed dniem 24 grudnia 2018 r.
13.   Do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. c) niniejszego artykułu, państwa członkowskie mogą na czas ograniczony wprowadzić odstępstwo od kryteriów określonych w ust. 2–7 oraz ust. 10 i 11 niniejszego artykułu, przyjmując inne kryteria dla:
a)
instalacji znajdujących się w regionach najbardziej oddalonych, o których mowa w art. 349 TFUE, w zakresie, w jakim zakłady te produkują energię elektryczną lub ciepło lub chłód z paliw z biomasy; oraz
b)
paliw z biomasy stosowanych w instalacjach, o których mowa w lit. a) niniejszego akapitu, niezależnie od miejsca pochodzenia tej biomasy, pod warunkiem że kryteria takie są obiektywnie uzasadnione z uwagi fakt, że ich celem jest zapewnienie danemu regionowi najbardziej oddalonemu sprawnego przejścia do kryteriów ustanowionych w ust. 2–7 oraz ust. 10 i 11 niniejszego artykułu, a co za tym idzie – zachęcanie do przejścia z paliw kopalnych na zrównoważone paliwa z biomasy.
Te inne kryteria, o których mowa w niniejszym ustępie, podlegają obowiązkowi specjalnego powiadomienia Komisji przez dane państwo członkowskie.
14.   Do celów, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), państwa członkowskie mogą ustanowić dodatkowe kryteria zrównoważonego rozwoju dla paliw z biomasy.
Do dnia 31 grudnia 2026 r. Komisja oceni wpływ takich dodatkowych kryteriów na rynek wewnętrzny, a wraz z tą oceną, w razie konieczności, przedłoży wniosek dotyczący zapewnienia harmonizacji tych wymogów.
Artykuł 30
Weryfikacja zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych
1.   W przypadku gdy biopaliwa, biopłyny, i paliwa z biomasy lub inne paliwa kwalifikujące się do zaliczenia do licznika określonego w art. 27 ust. 1 lit. b), mają zostać uwzględnione dla celów, o których mowa w art. 23 i 25 oraz w art. 29 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) i c), państwa członkowskie wymagają od podmiotów gospodarczych wykazania spełnienia kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, określonych w art. 29 ust. 2–7 i 10. W tym celu państwa członkowskie wymagają od podmiotów gospodarczych stosowania systemu bilansu masy, który:
a)
umożliwia mieszanie – np. w kontenerze, w zakładzie przetwórczym lub logistycznym, w infrastrukturze lub obiekcie do przesyłu lub dystrybucji – partii surowców lub paliw o różnych właściwościach pod względem zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych;
b)
dopuszcza mieszanie partii surowców o różnej wartości energetycznej w celu dalszego przetworzenia, pod warunkiem że wielkość partii jest dostosowana do ich wartości energetycznej;
c)
wymaga, aby informacje na temat właściwości dotyczących zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, a także wielkości partii, o których mowa w lit. a), pozostały przypisane mieszance; oraz
d)
stanowi, że suma wszystkich partii wycofanych z mieszanki jest opisana jako posiadająca te same właściwości dotyczące zrównoważonego rozwoju i w takich samych ilościach jak suma wszystkich partii dodanych do mieszanki oraz zawiera wymóg, aby bilans ten został uzyskany w odpowiednim czasie.
System bilansu masy zapewnia, by każda dostawa była zaliczana tylko raz w art. 7 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) lub c), do celów obliczenia końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych oraz zawiera informacje, czy na rzecz produkcji danej dostawy udzielono wsparcia oraz, jeżeli tak, jaki jest rodzaj systemu wsparcia.
2.   W przypadku gdy partia jest przetwarzana, informacje o właściwościach partii pod względem zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych koryguje się i przypisuje produktowi według następujących zasad:
a)
jeżeli w procesie przetwarzania partii surowca powstaje tylko jeden produkt, który jest przeznaczony do produkcji biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy, odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego lub pochodzących z recyklingu paliw węglowych wielkość partii i powiązane wartości zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych koryguje się z zastosowaniem współczynników przeliczeniowych odzwierciedlających stosunek masy produktu przeznaczonego do takiej produkcji do masy surowca wprowadzonego do procesu;
b)
jeżeli w procesie przetwarzania partii surowca powstaje więcej niż jeden produkt, który jest przeznaczony do produkcji biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy, odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego lub pochodzących z recyklingu paliw węglowych, do każdego produktu stosuje się oddzielny współczynnik przeliczeniowy i osobny bilans masowy.
3.   Państwa członkowskie podejmują środki w celu zapewnienia, aby podmioty gospodarcze przedkładały wiarygodne informacje dotyczące zgodności z progami ograniczenia emisji gazów cieplarnianych ustanowionymi i przyjętymi zgodnie z art. 25 ust. 2 oraz z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonymi w art. 29 ust. 2–7 i 10 oraz aby podmioty gospodarcze udostępniały odpowiednim państwom członkowskim, na ich wniosek, dane wykorzystane do opracowania tych informacji. Państwa członkowskie wymagają od podmiotów gospodarczych zapewnienia odpowiedniego standardu niezależnego audytu przedłożonych informacji oraz dostarczenia dowodów dokonania tej czynności. W celu zachowania zgodności z art. 29 ust. 6 lit. a) i art. 29 ust. 7 lit. a) może być stosowany audyt wewnętrzny lub audyt drugiej strony do pierwszego punktu gromadzenia biomasy leśnej. W ramach audytu kontroluje się, czy systemy stosowane przez podmioty gospodarcze są dokładne, wiarygodne i zabezpieczone przed nadużyciami, z uwzględnieniem weryfikacji zapewniającej, że żadnych materiałów nie zmodyfikowano ani nie usunięto w sposób zamierzony, tak by partia lub jej część mogły stać się odpadem lub pozostałością. Ocenia się również częstotliwość i metodykę pobierania próbek i solidność danych.
Obowiązki ustanowione w tym ustępie mają zastosowanie bez względu na to, czy biopaliwa, biopłyny, paliwa z biomasy, odnawialne ciekłe i gazowe paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego lub pochodzące z recyklingu paliwa węglowe są produkowane w obrębie Unii czy przywożone. Informacje dotyczące pochodzenia geograficznego i rodzaju surowców przeznaczonych na biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy w podziale na dostawców paliw udostępnia się konsumentom na stronach internetowych operatorów, dostawców lub odpowiednich właściwych organów i co roku aktualizuje.
Państwa członkowskie przekazują Komisji w zagregowanej formie informacje, o których mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu. Komisja publikuje te informacje w skróconej formie na e-platformie sprawozdawczej, o której mowa w art. 28 rozporządzenia (UE) 2018/1999, zachowując poufny charakter szczególnie chronionych informacji handlowych.
4.   Komisja może zdecydować, że dobrowolne systemy krajowe lub międzynarodowe ustanawiające normy dla produkcji biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy, lub innych paliw kwalifikujących się do zaliczenia do licznika, o którym mowa w art. 27 ust. 1 lit. b), mają podawać dokładne dane dotyczące ograniczania emisji gazów cieplarnianych do celów art. 25 ust. 2 i art. 29 ust. 10, wykazywać zgodność z art. 27 ust. 3 i art. 28 ust. 2 i 4 lub wykazywać, że partie biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy spełniają kryteria zrównoważonego rozwoju określone w art. 29 ust. 2–7. Wykazując, że kryteria określone w art. 29 ust. 6 i 7 są spełnione, operatorzy mogą dostarczyć wymagane dowody bezpośrednio na poziomie obszaru pozyskiwania. Komisja może uznać obszary przeznaczone do ochrony rzadkich, zagrożonych lub silnie zagrożonych ekosystemów lub gatunków uznanych za takie na mocy umów międzynarodowych lub zawartych w wykazach sporządzanych przez organizacje międzyrządowe lub Międzynarodową Unię Ochrony Przyrody do celów art. 29 ust. 3 akapit pierwszy lit. c) ppkt (ii).
Komisja może zdecydować, że te systemy zawierają dokładne informacje o środkach zastosowanych do celów ochrony gleby, wody i powietrza, rekultywacji terenów zdegradowanych, unikania nadmiernego zużycia wody na obszarach, na których jest ona dobrem rzadkim, oraz do celów certyfikacji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy o niskim ryzyku spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów.
5.   Komisja przyjmuje decyzje na podstawie ust. 4 niniejszego artykułu w drodze aktów wykonawczych. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3. Takie decyzje obowiązują przez okres maksymalnie pięciu lat.
Komisja wymaga, by każdy dobrowolny system, w którego sprawie przyjęta zostaje decyzja zgodnie z ust. 4, przedkładał jej co roku do dnia 30 kwietnia, sprawozdanie obejmujące każdą z liter zawartych w załączniku IX do rozporządzenia (UE) 2018/1999. Sprawozdanie to obejmuje poprzedni rok kalendarzowy. Wymóg przekazywania sprawozdania ma zastosowanie wyłącznie do dobrowolnych systemów, które działają przez co najmniej 12 miesięcy.
Komisja udostępnia sprawozdania sporządzone przez dobrowolne systemy – w formie zbiorczej lub w odpowiednich przypadkach w pełnej wersji – na określonej w art. 28 rozporządzenia (UE) 2018/1999 e-platformie sprawozdawczej.
6.   Państwa członkowskie mogą utworzyć systemy krajowe, w których przestrzeganie kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonych w art. 29 ust. 2–7 i 10 oraz przestrzeganie progów ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego oraz pochodzących z recyklingu paliw węglowych określonych i przyjętych na podstawie art. 25 ust. 2 oraz zgodnie z art. 28 ust. 5, jest weryfikowane w całym procesie kontroli pochodzenia z udziałem właściwych organów krajowych.
Państwo członkowskie może powiadomić o takim systemie krajowym Komisję. Komisja traktuje priorytetowo ocenę takiego systemu, aby ułatwić wzajemne dwustronne i wielostronne uznawanie systemów weryfikacji zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oraz z progami ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w przypadku innych paliw kwalifikujących się do zaliczenia do licznika określonego w art. 27 ust. 1 lit. b). Komisja może zadecydować w drodze aktów wykonawczych, czy taki zgłoszony system krajowy jest zgodny z warunkami określonymi w niniejszej dyrektywie. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
W przypadku pozytywnej decyzji systemy ustanowione zgodnie z niniejszym artykułem nie odmawiają wzajemnego uznawania względem systemu tego państwa członkowskiego w zakresie weryfikacji zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonymi w art. 29 ust. 2–7 i 10 oraz progami ograniczenia emisji gazów cieplarnianych ustanowionymi i przyjętymi zgodnie z art. 25 ust. 2.
7.   Komisja przyjmuje decyzje na mocy ust. 4 wyłącznie wtedy, gdy przedmiotowy system spełnia odpowiednie normy wiarygodności, przejrzystości i niezależności audytu oraz daje odpowiednie gwarancje, że nie zmodyfikowano ani nie usunięto żadnych materiałów w sposób zamierzony, tak by partia lub jej część mogły zostać objęte załącznikiem IX. W odniesieniu do systemów pomiarów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, systemy takie muszą również spełniać wymogi dotyczące metodyki określone w załączniku V lub VI. Wykazy terenów o dużej bioróżnorodności, o których mowa w art. 29 ust. 3 akapit pierwszy lit. c) ppkt (ii), spełniają odpowiednie standardy obiektywności i spójności z normami uznanymi w skali międzynarodowej i przewidują odpowiednie procedury odwoławcze.
Dobrowolne systemy, o których mowa w ust. 4, publikują nie rzadziej niż raz na rok listę swoich organów certyfikujących wykorzystywanych do niezależnych audytów, wskazującą w odniesieniu do każdego organu certyfikującego, który podmiot lub krajowy organ publiczny go uznał i który podmiot lub krajowy organ publiczny go monitoruje.
8.   W celu zapewnienia efektywnej i zharmonizowanej weryfikacji zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, jak również z przepisami dotyczącymi biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy o niskim lub wysokim ryzyku spowodowania bezpośredniej lub pośredniej zmiany użytkowania gruntów, a w szczególności w celu zapobiegania nadużyciom Komisja przyjmuje akty wykonawcze określające szczegółowe przepisy wykonawcze, w tym odpowiednie standardy wiarygodności, przejrzystości i niezależnych audytów i wymaga, aby wszystkie dobrowolne systemy przestrzegały tych standardów. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
Komisja zwraca w tych aktach wykonawczych szczególną uwagę na konieczność zminimalizowania obciążeń administracyjnych.. W tych aktach wykonawczych ustala się harmonogram, według którego dobrowolne systemy mają obowiązek wdrażać te standardy. Komisja może uchylać decyzje uznające dobrowolne systemy na mocy ust. 4, w przypadku gdy systemy te nie wdrożą takich standardów w przewidzianym terminie. W przypadku gdyby jedno z państw członkowskich zgłosiło wątpliwości, że dobrowolny system nie działa zgodnie z normami wiarygodności, przejrzystości i niezależności audytu, które stanowią podstawę wydania decyzji na mocy ust. 4, Komisja bada sprawę i podejmuje stosowne działania.
9.   Jeżeli podmiot gospodarczy przedstawia dowód lub dane uzyskane w ramach systemu będącego przedmiotem decyzji podjętej zgodnie z ust. 4 lub 6 niniejszego artykułu, państwo członkowskie nie wymaga od dostawcy, w granicach objętych tą decyzją, przedstawiania dalszego dowodu spełnienia kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określonych w art. 29 ust. 2–7 i 10.
Właściwe organy państw członkowskich nadzorują działania jednostek certyfikujących, które prowadzą niezależny audyt w ramach dobrowolnego systemu. Jednostki certyfikujące przedkładają na żądanie właściwych organów wszystkie istotne informacje niezbędne do nadzorowania działania, w tym dokładną datę, czas i miejsce audytów. W przypadku gdy państwa członkowskie stwierdzą przypadki braku zgodności, informują niezwłocznie dany dobrowolny system.
10.   Na wniosek jednego z państw członkowskich, którego podstawą może być wniosek podmiotu gospodarczego, Komisja analizuje, na podstawie wszelkich dostępnych dowodów, czy zostały spełnione kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, określone w art. 29 ust. 2–7 i 10 w odniesieniu do źródła biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oraz czy zostały spełnione progi ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, ustanowione i przyjęte zgodnie z art. 25 ust. 2.
W ciągu sześciu miesięcy od otrzymania takiego wniosku i zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3, Komisja, w drodze aktów wykonawczych, decyduje, czy przedmiotowe państwo członkowskie może:
a)
uwzględnić biopaliwa, biopłyny, paliwa z biomasy i inne paliwa kwalifikujące się do zaliczenia do licznika określonego w art. 27 ust. 1 lit. b) pochodzące z tego źródła do celów, o których mowa w art. 29 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b) lub c); albo
b)
w drodze odstępstwa od ust. 9 niniejszego artykułu, zażądać, aby dostawcy źródła biopaliw, biopłynów, paliw z biomasy i innych paliw kwalifikujących się do zaliczenia do licznika określonego w art. 27 ust. 1 lit. b) przedstawili dalsze dowody spełnienia tych kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz tych progów ograniczenia emisji gazów cieplarnianych.
Artykuł 31
Obliczanie wpływu biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy na emisję gazów cieplarnianych
1.   Do celów art. 29 ust. 10 ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki wykorzystaniu biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy oblicza się w jeden z następujących sposobów:
a)
jeżeli wartość standardowa ograniczenia emisji gazów cieplarnianych dla danej ścieżki produkcji została określona w załączniku V część A lub B w przypadku biopaliw i biopłynów i w załączniku VI część A w przypadku paliw z biomasy, jeżeli wartość el dla tych biopaliw lub biopłynów obliczona zgodnie z załącznikiem V część C pkt 7, a dla tych paliw z biomasy obliczona zgodnie z załącznikiem VI część B pkt 7 jest równa zero lub jest mniejsza od zera – poprzez zastosowanie tej wartości standardowej;
b)
poprzez zastosowanie wartości rzeczywistej obliczonej zgodnie z metodyką określoną w załączniku V część C w przypadku biopaliw i biopłynów i w załączniku VI część B w przypadku paliw z biomasy;
c)
poprzez zastosowanie wartości będącej sumą czynników wzorów, o których mowa w załączniku V część C pkt 1, gdzie szczegółowe wartości standardowe określone w załączniku V część D lub E mogą być użyte dla niektórych czynników, a wartości rzeczywiste, obliczone zgodnie z metodyką określoną w załączniku V część C, są użyte dla wszystkich innych czynników;
d)
poprzez zastosowanie wartości będącej sumą czynników we wzorach, o których mowa w załączniku VI część B pkt 1, gdzie szczegółowe wartości standardowe określone w załączniku VI część C mogą być użyte dla niektórych czynników, a wartości rzeczywiste, obliczone zgodnie z metodyką określoną w załączniku VI część B – są użyte dla wszystkich innych czynników.
2.   Państwa członkowskie mogą przedkładać Komisji sprawozdania zawierające informacje o typowym poziomie emisji gazów cieplarnianych pochodzących z uprawy surowców rolnych z obszarów na ich terytorium zaklasyfikowanych na poziomie 2 w nomenklaturze jednostek terytorialnych do celów statystycznych (NUTS) lub na bardziej szczegółowym poziomie NUTS zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1059/2003 (27). Sprawozdaniom tym towarzyszy opis metody i źródeł danych wykorzystywanych do obliczania poziomu emisji. Metoda ta uwzględnia charakterystykę gleby, klimat i spodziewany poziom zbioru surowców.
3.   W przypadku terytoriów poza Unią można przekazywać Komisji sprawozdania równoważne sprawozdaniom, o których mowa w ust. 2, i sporządzone przez właściwe organy.
4.   Komisja może, w drodze aktów wykonawczych, zdecydować, że sprawozdania określone w ust. 2 i 3 zawierają dokładne dane służące do pomiaru emisji gazów cieplarnianych związanych z uprawą surowców do biomasy rolniczej, które są produkowane na obszarach objętych tymi sprawozdaniami do celów art. 29 ust. 10. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
Na mocy takich decyzji, dane te mogą być wykorzystywane zamiast szczegółowych wartości standardowych dla upraw, określonych w załączniku V część D lub E w odniesieniu do biopaliw i biopłynów oraz w załączniku VI część C w odniesieniu do paliw z biomasy.
5.   Komisja dokonuje przeglądu załącznika V i VI, aby w uzasadnionych przypadkach dodać lub zrewidować wartości dotyczące ścieżek produkcji biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. W ramach tych przeglądów rozważa się również modyfikację metodyki określonej w załączniku V część C i w załączniku VI część B.
Komisja jest uprawniona do przyjmowania aktów delegowanych zgodnie z art. 35 w celu zmiany, w stosownych przypadkach, załącznika V lub VI poprzez dodanie lub rewidowanie wartości standardowych lub modyfikację metodyki.
W przypadku wszelkich zmian lub uzupełnień wykazów wartości standardowych zamieszczonych w załączniku V i VI:
a)
jeżeli wpływ danego czynnika na ogólne emisje jest niewielki, jeżeli odchylenie jest ograniczone lub jeżeli koszt ustalenia wartości rzeczywistych jest wysoki, lub powodowałoby to znaczne trudności, wartości standardowe są typowe dla normalnych procesów produkcji;
b)
we wszystkich innych przypadkach wartości standardowe muszą być konserwatywne w porównaniu z normalnymi procesami produkcji.
6.   W przypadku gdy jest to konieczne w celu zapewnienia jednolitego stosowania załącznika V część C i załącznika VI część B, Komisja może przyjmować akty wykonawcze określające szczegółowe specyfikacje techniczne, w tym definicje, współczynniki przeliczeniowe, sposób wyliczania rocznych emisji z upraw lub ograniczenia emisji spowodowanych zmianami nadziemnych oraz podziemnych zasobów pierwiastka węgla na terenach już objętych uprawą, sposób wyliczania ograniczenia emisji wynikającego z wychwytywania CO2, wymiany CO2 i geologicznego składowania CO2. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 34 ust. 3.
Artykuł 32
Akty wykonawcze
Akty wykonawcze, o których mowa w art. 29 ust. 3 akapit drugi, art. 29 ust. 8, art. 30 ust. 5 akapit pierwszy, art. 30 ust. 6 akapit drugi, art. 30 ust. 8 akapit pierwszy, art. 31 ust. 4 akapit pierwszy oraz art. 31 ust. 6 niniejszej dyrektywy, muszą w pełni uwzględniać przepisy dotyczące ograniczenia emisji gazów cieplarnianych zgodnie z art. 7a dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 98/70/WE (28).
Artykuł 33
Monitoring ze strony Komisji
1.   Komisja monitoruje pochodzenie biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wykorzystywanych w Unii oraz wpływ ich produkcji, w tym wpływ wynikający z przeniesienia, na użytkowanie gruntów w Unii oraz w głównych państwach trzecich, z których pochodzą dostawy. Takie monitorowanie opiera się na sporządzanych przez państwa członkowskie zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu i związanych z nimi sprawozdaniach z postępów, wymaganych na podstawie art. 3, 17 i 20 rozporządzenia (UE) 2018/1999 oraz sprawozdaniach odpowiednich państw trzecich, organizacji międzyrządowych, badaniach naukowych i innych istotnych informacjach. Komisja monitoruje również zmiany cen surowców związane z wykorzystaniem biomasy dla celów wyprodukowania energii oraz wszelkie pozytywne i negatywne skutki dla bezpieczeństwa żywnościowego.
2.   Komisja prowadzi dialog oraz wymienia informacje z państwami trzecimi, organizacjami producentów biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy i organizacjami konsumentów oraz społeczeństwem obywatelskim na temat ogólnego wdrażania przedstawionych w niniejszej dyrektywie środków dotyczących biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy. W tym kontekście zwraca szczególną uwagę na wpływ, jaki produkcja biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy mogłaby mieć na ceny żywności.
3.   W 2026 r. Komisja przedstawi, w stosownym przypadku, wniosek ustawodawczy dotyczący ram regulacyjnych do celów promowania energii ze źródeł odnawialnych na okres po 2030 r.
Wniosek ten ma uwzględniać doświadczenie wynikające z wykonywania niniejszej dyrektywy, w tym wdrażania kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz rozwój technologii energii ze źródeł odnawialnych.
4.   W roku 2032 Komisja opublikuje sprawozdanie zawierające przegląd stosowania niniejszej dyrektywy.
Artykuł 34
Procedura komitetowa
1.   Komisję wspomaga Komitet ds. Unii Energetycznej ustanowiony na mocy art. 44 rozporządzenia (UE) 2018/1999.
2.   Niezależnie od ust. 1, w kwestiach dotyczących spełnienia kryteriów zrównoważonego rozwoju przez biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy Komisję wspomaga Komitet ds. Zrównoważonego Charakteru Biopaliw, Biopłynów i Paliw z Biomasy. Komitet ten jest komitetem w rozumieniu rozporządzenia (UE) nr 182/2011.
3.   W przypadku odesłania do niniejszego ustępu stosuje się art. 5 rozporządzenia (UE) nr 182/2011.
W przypadku gdy komitet nie wyda żadnej opinii, Komisja nie przyjmuje projektu aktu wykonawczego i stosuje się art. 5 ust. 4 akapit trzeci rozporządzenia (UE) nr 182/2011.
Artykuł 35
Wykonywanie przekazanych uprawnień
1.   Powierzenie Komisji uprawnień do przyjęcia aktów delegowanych podlega warunkom określonym w niniejszym artykule.
2.   Uprawnienia do przyjmowania aktów delegowanych, o których mowa w art. 8 ust. 3 akapit drugi, art. 25 ust. 2 akapit drugi, art. 26 ust. 2 akapit czwarty, art. 26 ust. 2 akapit piąty, art. 27 ust. 1 lit. c), art. 27 ust. 3 akapit siódmy, art. 28 ust. 5, art. 28 ust. 6 akapit drugi oraz art. 31 ust. 5 akapit drugi powierza się Komisji na okres pięciu lat od dnia 24 grudnia 2018 r. Komisja sporządza sprawozdanie dotyczące przekazania uprawnień nie później niż dziewięć miesięcy przed końcem okresu pięciu lat. Przekazanie uprawnień zostaje automatycznie przedłużone na takie same okresy, chyba że Parlament Europejski lub Rada sprzeciwią się takiemu przedłużeniu nie później niż trzy miesiące przed końcem każdego okresu.
3.   Uprawnienia do przyjmowania aktów delegowanych, o których mowa w art. 7 ust. 3 akapit piąty, powierza się Komisji na okres dwóch lat od dnia 24 grudnia 2018 r.
4.   Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 7 ust. 3 akapit piąty, art. 8 ust. 3 akapit drugi, art. 25 ust. 2 akapit drugi, art. 26 ust. 2 akapit czwarty, art. 26 ust. 2 akapit piąty, art. 27 ust. 1 lit. c), art. 27 ust. 3 akapit siódmy, art. 28 ust. 5, art. 28 ust. 6 akapit drugi oraz art. 31 ust. 5 akapit drugi, może zostać w dowolnym momencie odwołane przez Parlament Europejski lub przez Radę. Decyzja o odwołaniu kończy przekazanie określonych w niej uprawnień. Decyzja o odwołaniu staje się skuteczna następnego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej lub w późniejszym terminie określonym w tej decyzji. Nie wpływa ona na ważność już obowiązujących aktów delegowanych.
5.   Przed przyjęciem aktu delegowanego Komisja konsultuje się z ekspertami wyznaczonymi przez każde państwo członkowskie zgodnie z zasadami określonymi w Porozumieniu międzyinstytucjonalnym z dnia 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa.
6.   Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.
7.   Akt delegowany przyjęty na podstawie art. 7 ust. 3 akapit piąty, art. 8 ust. 3 akapit drugi, art. 25 ust. 2 akapit drugi, art. 26 ust. 2 akapit czwarty, art. 26 ust. 2 akapit piąty, art. 27 ust. 1 lit. c), art. 27 ust. 3 akapit siódmy, art. 28 ust. 5, art. 28 ust. 6 akapit drugi oraz art. 31 ust. 5 akapit drugi wchodzi w życie tylko wówczas, gdy ani Parlament Europejski, ani Rada nie wyraziły sprzeciwu w terminie dwóch miesięcy od przekazania tego aktu Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, lub gdy, przed upływem tego terminu, zarówno Parlament Europejski, jak i Rada poinformowały Komisję, że nie wniosą sprzeciwu. Termin ten przedłuża się o dwa miesiące z inicjatywy Parlamentu Europejskiego lub Rady.
Artykuł 36
Transpozycja
1.   Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania art. 2–13, art. 15–31 i art. 37 oraz załączników II, III i V-IX, do dnia 30 czerwca 2021 r. Niezwłocznie przekazują one Komisji tekst tych przepisów.
Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Przepisy te zawierają także wskazanie, że w istniejących przepisach ustawowych, wykonawczych i administracyjnych odniesienia do dyrektywy uchylonej niniejszą dyrektywą traktuje się jako odniesienia do niniejszej dyrektywy. Sposób dokonywania takiego odniesienia i formułowania takiego wskazania określany jest przez państwa członkowskie.
2.   Państwa członkowskie przekazują Komisji teksty najważniejszych przepisów prawa krajowego w dziedzinie objętej zakresem niniejszej dyrektywy.
3.   Niniejsza dyrektywa nie wpływa na stosowanie odstępstw na podstawie prawa Unii dotyczącego wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
Artykuł 37
Uchylenie
Dyrektywa 2009/28/WE zmieniona dyrektywami wymienionymi w załączniku X część A traci moc ze skutkiem od dnia 1 lipca 2021 r., bez uszczerbku dla zobowiązań państw członkowskich dotyczących terminów transpozycji do prawa krajowego dyrektyw wymienionych w załączniku X część B oraz bez uszczerbku dla zobowiązań państw członkowskich w 2020 r. określonych w art. 3 ust. 1 oraz wymienionych w załączniku I część A do dyrektywy 2009/28/WE.
Odesłania do uchylonej dyrektywy traktuje się jako odesłania do niniejszej dyrektywy zgodnie z tabelą korelacji znajdującą się w załączniku XI.
Artykuł 38
Wejście w życie
Niniejsza dyrektywa wchodzi w życie trzeciego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.
Artykuł 39
Adresaci
Niniejsza dyrektywa skierowana jest do państw członkowskich.
Sporządzono w Strasburgu dnia 11 grudnia 2018 r.
W imieniu Parlamentu Europejskiego
A. TAJANI
Przewodniczący
W imieniu Rady
J. BOGNER-STRAUSS
Przewodnicząca
(1)  Dz.U. C 246 z 28.7.2017, s. 55.
(2)  Dz.U. C 342 z 12.10.2017, s. 79.
(3)  Stanowisko Parlamentu Europejskiego z dnia 13 listopada 2018 r. (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym) oraz decyzja Rady z dnia 4 grudnia 2018 r.
(4)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16).
(5)  Zob. załącznik XI część A.
(6)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, dyrektyw Rady 2009/119/WE i (EU) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (zob. s. 1 niniejszego Dziennika Urzędowego).
(7)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1099/2008 z dnia 22 października 2008 r. w sprawie statystyki energii (Dz.U. L 304 z 14.11.2008, s. 1).
(8)  Dyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 283 z 27.10.2001, s. 33).
(9)  Dyrektywa 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych (Dz.U. L 123 z 17.5.2003, s. 42).
(10)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/98/WE z dnia 19 listopada 2008 r. w sprawie odpadów oraz uchylająca niektóre dyrektywy (Dz.U. L 312 z 22.11.2008, s. 3).
(11)  Dz.U. L 198 z 20.7.2006, s. 18.
(12)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2008/8/WE i 2006/32/WE (Dz.U. L 315 z 14.11.2012, s.1).
(13)  Dyrektywa 2005/36/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 7 września 2005 r. w sprawie uznawania kwalifikacji zawodowych (Dz.U. L 255 z 30.9.2005, s. 22).
(14)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE z dnia 19 maja 2010 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (Dz.U. L 153 z 18.6.2010, s. 13).
(15)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1513 z dnia 9 września 2015 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych oraz zmieniająca dyrektywę 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 239 z 15.9.2015, s. 1).
(16)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 z dnia 21 maja 2013 r. w sprawie mechanizmu monitorowania i sprawozdawczości w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz zgłaszania innych informacji na poziomie krajowym i unijnym, mających znaczenie dla zmiany klimatu, oraz uchylające decyzję nr 280/204/WE (Dz.U. L 165 z 18.6.2013, s. 13).
(17)  Dyrektywa 2003/4/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 28 stycznia 2003 r. w sprawie publicznego dostępu do informacji dotyczących środowiska i uchylająca dyrektywę Rady 90/313/EWG (Dz.U. L 41 z 14.2.2003, s. 26).
(18)  Dz.U. L 123 z 12.5.2016, s. 1.
(19)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 z dnia 16 lutego 2011 r. ustanawiające przepisy i zasady ogólne dotyczące trybu kontroli przez państwa członkowskie wykonywania uprawnień wykonawczych przez Komisję (Dz.U. L 55 z 28.2.2011, s. 13).
(20)  Dz.U. C 369 z 17.12.2011, s. 14.
(21)  Dyrektywa Rady 2013/18/UE z dnia 13 maja 2013 r. dostosowująca dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, w związku z przystąpieniem Republiki Chorwacji (Dz.U. L 158 z 10.6.2013, s. 230).
(22)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55).
(23)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE, Euratom) 2018/1046 z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie zasad finansowych mających zastosowanie do budżetu ogólnego Unii, zmieniające rozporządzenia (UE) nr 1296/2013, (UE) nr 1301/2013, (UE) nr 1303/2013, (UE) nr 1304/2013, (UE) nr 1309/2013, (UE) nr 1316/2013, (UE) nr 223/2014 i (UE) nr 283/2014 oraz decyzję nr 541/2014/UE, a także uchylające rozporządzenie (UE, Euratom) nr 966/2012 (Dz.U. L 193 z 30.7.2018, s. 1).
(24)  Zalecenie Komisji 2003/61/WE z dnia 6 maja 2003 r. dotyczące definicji mikroprzedsiębiorstw oraz małych i średnich przedsiębiorstw (Dz.U. L 124 z 20.5.2003, s. 36).
(25)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 94).
(26)  Decyzja wykonawcza Komisji (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE (Dz.U. L 212 z 17.8.2017, s. 1).
(27)  Rozporządzenie (WE) nr 1059/2003 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 maja 2003 roku w sprawie ustalenia wspólnej klasyfikacji Jednostek Terytorialnych do Celów Statystycznych (NUTS) (Dz.U. L 154 z 21.6.2003, s. 1).
(28)  Dyrektywa 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 1998 r. odnosząca się do jakości benzyny i olejów napędowych oraz zmieniająca dyrektywę Rady 93/12/EWG (Dz.U. L 350 z 28.12.1998, s. 58).
ZAŁĄCZNIK I
KRAJOWE CELE OGÓLNE W ZAKRESIE UDZIAŁU ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH W KOŃCOWYM ZUŻYCIU ENERGII BRUTTO W 2020 R. (1)
A.   Całkowite cele krajowe
Udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto, 2005 r. (S2005)
Docelowy udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto, 2020 r. (S2020)
Belgia
2,2 %
13 %
Bułgaria
9,4 %
16 %
Republika Czeska
6,1 %
13 %
Dania
17,0 %
30 %
Niemcy
5,8 %
18 %
Estonia
18,0 %
25 %
Irlandia
3,1 %
16 %
Grecja
6,9 %
18 %
Hiszpania
8,7 %
20 %
Francja
10,3 %
23 %
Chorwacja
12,6 %
20 %
Włochy
5,2 %
17 %
Cypr
2,9 %
13 %
Łotwa
32,6 %
40 %
Litwa
15,0 %
23 %
Luksemburg
0,9 %
11 %
Węgry
4,3 %
13 %
Malta
0,0 %
10 %
Niderlandy
2,4 %
14 %
Austria
23,3 %
34 %
Polska
7,2 %
15 %
Portugalia
20,5 %
31 %
Rumunia
17,8 %
24 %
Słowenia
16,0 %
25 %
Republika Słowacka
6,7 %
14 %
Finlandia
28,5 %
38 %
Szwecja
39,8 %
49 %
Zjednoczone Królestwo
1,3 %
15 %
(1)  Podkreśla się, że aby móc osiągnąć cele krajowe określone w niniejszym załączniku, w wytycznych w sprawie pomocy państwa na rzecz ochrony środowiska uznano ciągłą potrzebę stosowania krajowych mechanizmów wsparcia po to, by promować energię ze źródeł odnawialnych.
ZAŁĄCZNIK II
ZASADA NORMALIZACJI WYLICZEŃ ILOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ POCHODZĄCEJ Z ELEKTROWNI WODNYCH I WIATROWYCH
Stosuje się następującą zasadę normalizacji wyliczeń ilości energii elektrycznej pochodzącej z elektrowni wodnych w danym państwie członkowskim:
(QN(norm))(CN[(/(i)(N 14))(QiCi)] 15) gdzie:
N
=
rok odniesienia,
QN(norm)
=
znormalizowana energia elektryczna pochodząca ze wszystkich elektrowni wodnych państwa członkowskiego w roku N, dla celów obliczeniowych,
Qi
=
ilość energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej w roku i przez wszystkie elektrownie wodne państwa członkowskiego, mierzona w GWh, z wyłączeniem produkcji energii elektrycznej w elektrowniach szczytowo-pompowych wykorzystujących wodę, która została wcześniej wpompowana w górę,
Ci
=
całkowita zainstalowana moc, bez uwzględnienia mocy elektrowni szczytowo-pompowych, wszystkich elektrowni wodnych państwa członkowskiego na końcu roku i, mierzona w MW.
Stosuje się następującą zasadę normalizacji wyliczeń ilości energii elektrycznej pochodzącej z lądowych elektrowni wiatrowych w danym państwie członkowskim:
(QN(norm))((CN CN 12)((/(i)(Nn))Qi(/(j)(Nn))(Cj Cj 12))) gdzie:
N
=
rok odniesienia,
QN(norm)
=
znormalizowana ilość energii elektrycznej wytworzona we wszystkich lądowych elektrowniach wiatrowych państwa członkowskiego w roku N, do celów obliczeniowych,
Qi
=
ilość energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej w roku i przez wszystkie lądowe elektrownie wiatrowe państwa członkowskiego, mierzona w GWh,
Cj
=
całkowita zainstalowana moc wszystkich lądowych elektrowni wiatrowych państwa członkowskiego na koniec roku j, mierzona w MW,
n
=
4 lub liczba lat poprzedzających rok N, dla których dane państwo członkowskie dysponuje danymi dotyczącymi mocy i wielkości produkcji, w zależności od tego, która liczba jest niższa.
Stosuje się następującą zasadę normalizacji wyliczeń ilości energii elektrycznej pochodzącej z morskich elektrowni wodnych w danym państwie członkowskim:
(QN(norm))((CN CN 12)((/(i)(Nn))Qi(/(j)(Nn))(Cj Cj 12))) gdzie:
N
=
rok odniesienia,
QN(norm)
=
znormalizowana ilość energii elektrycznej wytworzona we wszystkich morskich elektrowniach wiatrowych państwa członkowskiego w roku N, do celów obliczeniowych,
Qi
=
ilość energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej w roku i przez wszystkie morskie elektrownie wiatrowe państwa członkowskiego, mierzona w GWh,
Cj
=
całkowita zainstalowana moc wszystkich morskich elektrowni wiatrowych państwa członkowskiego na koniec roku j, mierzona w MW,
n
=
4 lub liczba lat poprzedzających rok N, dla których dane państwo członkowskie dysponuje danymi dotyczącymi mocy i wielkości produkcji, w zależności od tego, która liczba jest niższa.
ZAŁĄCZNIK III
WARTOŚĆ ENERGETYCZNA PALIW
Paliwo
Wartość energetyczna według wagi (dolna wartość kaloryczna, MJ/kg)
Wartość energetyczna według objętości (dolna wartość kaloryczna, MJ/l)
PALIWA Z BIOMASY LUB Z OPERACJI PRZETWARZANIA BIOMASY
Biopropanol
46
24
Czyste oleje roślinne (oleje uzyskiwane z roślin oleistych w wyniku tłoczenia, ekstrakcji lub podobnych procesów, nierafinowane lub rafinowane, lecz niezmodyfikowane chemicznie)
37
34
Biodiesel – estry metylowe kwasów tłuszczowych (estry metylowe produkowane z olejów pochodzących z biomasy)
37
33
Biodiesel – estry etylowe kwasów tłuszczowych (estry etylowe produkowane z olejów pochodzących z biomasy)
38
34
Biogaz, który może być oczyszczony do poziomu odpowiadającego jakości gazu naturalnego
50
—
Hydrorafinowany (poddany termochemicznej obróbce wodorem) olej pochodzący z biomasy, służący jako zamiennik oleju napędowego
44
34
Hydrorafinowany (poddany termochemicznej obróbce wodorem) olej pochodzący z biomasy, służący jako zamiennik benzyny
45
30
Hydrorafinowany (poddany termochemicznej obróbce wodorem) olej pochodzący z biomasy, służący jako zamiennik paliwa do silników odrzutowych
44
34
Hydrorafinowany (poddany termochemicznej obróbce wodorem) olej pochodzący z biomasy, służący jako zamiennik gazu płynnego
46
24
Oleje współprzetwarzane (przetwarzane w rafinerii jednocześnie z paliwem kopalnym), pochodzące z biomasy lub biomasy poddanej pirolizie, służące jako zamiennik oleju napędowego
43
36
Oleje współprzetwarzane (przetwarzane w rafinerii jednocześnie z paliwem kopalnym) pochodzące z biomasy lub biomasy poddanej pirolizie, służące jako zamiennik benzyny
44
32
Oleje współprzetwarzane (przetwarzane w rafinerii jednocześnie z paliwem kopalnym) pochodzące z biomasy lub biomasy poddanej pirolizie, służące jako zamiennik paliwa do silników odrzutowych
43
33
Oleje współprzetwarzane (przetwarzane w rafinerii jednocześnie z paliwem kopalnym) pochodzące z biomasy lub biomasy poddanej pirolizie, służące jako zamiennik gazu płynnego
46
23
PALIWA ODNAWIALNE, KTÓRE MOŻNA PRODUKOWAĆ Z RÓŻNYCH ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH, M.IN Z BIOMASY
Metanol ze źródeł odnawialnych 3
20
16
Etanol ze źródeł odnawialnych 3
27
21
Propanol ze źródeł odnawialnych 3
31
25
Butanol ze źródeł odnawialnych 3
33
27
Olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha (syntetyczny węglowodór lub mieszanka syntetycznych węglowodorów służący jako zamiennik oleju napędowego)
44
34
Benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha (syntetyczny węglowodór lub mieszanka syntetycznych węglowodorów produkowanych z biomasy, służące jako zamiennik benzyny)
44
33
Paliwo do silników odrzutowych wytwarzane metodą Fischera-Tropscha (syntetyczny węglowodór lub mieszanka syntetycznych węglowodorów produkowanych z biomasy, służące jako zamiennik paliwa do silników odrzutowych)
44
33
Gaz płynny wytwarzany metodą Fischera-Tropscha (syntetyczny węglowodór lub mieszanka syntetycznych węglowodorów, służące jako zamiennik gazu płynnego)
46
24
DME (eter dimetylowy)
28
19
Wodór ze źródeł odnawialnych
120
—
ETBE (eter tert-butylowo-etylowy produkowany na bazie etanolu)
36 (z czego 37 % ze źródeł odnawialnych)
27 (z czego 37 % ze źródeł odnawialnych)
MTBE (eter tert-butylowo-metylowy produkowany na bazie metanolu)
35 (z czego 22 % ze źródeł odnawialnych)
26 (z czego 22 % ze źródeł odnawialnych)
TAEE (eter tert-amylowo-etylowy produkowany na bazie etanolu)
38 (z czego 29 % ze źródeł odnawialnych)
29 (z czego 29 % ze źródeł odnawialnych)
TAME (eter tert-amylowo-metylowy) produkowany na bazie metanolu)
36 (z czego 18 % ze źródeł odnawialnych)
28 (z czego 18 % ze źródeł odnawialnych)
THxEE (eter etylo-tert-heksylowy produkowany na bazie etanolu)
38 (z czego 25 % ze źródeł odnawialnych)
30 (z czego 25 % ze źródeł odnawialnych)
THxME (eter metylo-tert-heksylowy produkowany na bazie metanolu)
38 (z czego 14 % ze źródeł odnawialnych)
30 (z czego 14 % ze źródeł odnawialnych)
PALIWA KOPALNE
Benzyna
43
32
Olej napędowy
43
36
ZAŁĄCZNIK IV
CERTYFIKACJA INSTALATORÓW
Systemy certyfikacji lub równoważne systemy kwalifikowania, o których mowa w art. 18 ust. 3, są oparte na następujących kryteriach:
1.
Proces certyfikacji lub kwalifikowania jest przejrzysty i jasno zdefiniowany przez państwo członkowskie lub wyznaczony przez nie organ administracyjny.
2.
Instalatorzy energii z biomasy, pomp ciepła, płytkiej energii geotermalnej, energii fotowoltaicznej i energii słonecznej termicznej są certyfikowani w ramach akredytowanego programu szkoleń lub przez akredytowanego organizatora szkoleń.
3.
Akredytacji programu lub organizatora szkoleń dokonują państwa członkowskie lub wyznaczone przez nie organy administracji. Organ akredytujący zapewnia ciągłość i regionalny lub ogólnokrajowy zasięg programu szkoleń oferowanego przez organizatora szkoleń. Organizator szkoleń posiada odpowiednie urządzenia techniczne, aby przeprowadzić praktyczne szkolenie, w tym sprzęt laboratoryjny lub inne odpowiednie urządzenia potrzebne do zajęć praktycznych. Oprócz podstawowych szkoleń ich organizator oferuje także krótsze szkolenia utrwalające obejmujące poszczególne tematy, w tym zagadnienia dotyczące nowych technologii, umożliwiające ciągłe dokształcanie pracowników w zakresie instalacji. Organizator szkoleń może być producentem urządzeń lub systemu, instytucją lub stowarzyszeniem.
4.
Szkolenie prowadzące do certyfikacji lub uznania kwalifikacji instalatora obejmuje część teoretyczną i praktyczną. Po zakończeniu szkolenia instalator musi posiadać umiejętności wymagane do instalacji właściwych urządzeń i systemów, tak aby spełniały one wymogi odbiorcy w zakresie ich eksploatacji i niezawodności, cechowały się solidną jakością rzemieślniczą oraz były zgodne ze wszystkimi obowiązującymi zasadami i normami, w tym dotyczącymi oznakowania energetycznego i ekologicznego.
5.
Szkolenie kończy się egzaminem, na podstawie którego wydaje się certyfikat lub uznaje kwalifikacje. Egzamin obejmuje ocenę w praktyce prawidłowej instalacji kotłów lub pieców na biomasę, pomp ciepła, płytkich systemów geotermalnych, instalacji fotowoltaicznych lub instalacji wykorzystujących energię słoneczną termiczną.
6.
W systemach certyfikacji lub równoważnych systemach kwalifikowania, o których mowa w art. 18 ust. 3, uwzględnia się następujące wytyczne:
a)
akredytowane programy szkoleń należy proponować instalatorom z doświadczeniem zawodowym, którzy przeszli lub przechodzą następujące rodzaje szkoleń:
(i)
w przypadku instalatorów kotłów i pieców na biomasę: jako zasadniczy warunek szkolenie dla hydraulików, instalatorów urządzeń wodno-kanalizacyjnych, inżynierów systemów grzewczych lub techników urządzeń sanitarnych i grzewczych lub chłodniczych;
(ii)
w przypadku instalatorów pomp ciepła: jako zasadniczy warunek szkolenie dla hydraulików lub inżynierów chłodnictwa oraz podstawowe umiejętności w zakresie elektryki i hydrauliki (obcinanie rur, lutowanie połączeń rurowych, klejenie połączeń rurowych, izolacja, uszczelnianie złączy, sprawdzanie przecieków i instalacja systemów ogrzewania lub chłodzenia);
(iii)
w przypadku instalatorów urządzeń fotowoltaicznych i wykorzystujących energię słoneczną termiczną: jako zasadniczy warunek szkolenie dla hydraulików lub elektryków oraz umiejętności w zakresie hydrauliki, elektryki i dekarstwa, w tym wiedza w zakresie lutowania połączeń rurowych, klejenia połączeń rurowych, uszczelniania złączy, sprawdzania przecieków, umiejętność łączenia kabli, znajomość podstawowych materiałów dachowych, obróbka blacharska i uszczelnianie; lub
(iv)
program szkolenia zawodowego dający instalatorowi stosowne umiejętności odpowiadające trzyletniemu okresowi kształcenia w zakresie umiejętności, o których mowa w lit. a), b) lub c), w tym zajęcia teoretyczne i praktyczne.
b)
teoretyczna część szkolenia w zakresie instalacji kotłów i pieców na biomasę powinna obrazować rynkową sytuację biomasy oraz obejmować kwestie ekologiczne, paliwa z biomasy, logistykę, ochronę przeciwpożarową, odpowiednie dotacje, techniki spalania, systemy spalania, optymalne rozwiązania hydrauliczne, porównanie kosztów i zysków, jak również kwestie związane z projektowaniem, instalacją i konserwacją kotłów i pieców na biomasę. Szkolenie powinno zapewniać także odpowiednią wiedzę w zakresie europejskich norm technologicznych i norm dotyczących paliw z biomasy, takich jak granulat, oraz stosownych przepisów prawa krajowego i prawa Unii;
c)
część teoretyczna szkolenia dla instalatora pomp ciepła powinna obrazować sytuację rynkową w zakresie pomp ciepła oraz obejmować zasoby geotermalne i temperatury gruntu w różnych regionach, identyfikację gleby i skał pod względem określenia przewodności cieplnej, regulacje dotyczące wykorzystania zasobów geotermalnych, możliwość zastosowania pomp ciepła w budynkach oraz określenie najkorzystniejszego układu pomp ciepła, a także wiedzę na temat wymogów technicznych takich pomp, bezpieczeństwa, filtracji powietrza, podłączeń do źródła ciepła i rozmieszczenia systemu. Szkolenie powinno zapewniać także odpowiednią wiedzę w zakresie europejskich norm dotyczących pomp ciepła oraz odpowiednich przepisów prawa krajowego i prawa Unii. Instalator powinien wykazać się następującymi kluczowymi umiejętnościami:
(i)
podstawowym zrozumieniem właściwości fizycznych i zasad działania pompy ciepła, w tym charakterystyki obiegu pompy ciepła: związek pomiędzy niskimi temperaturami rozpraszacza ciepła, wysokimi temperaturami źródła ciepła a wydajnością systemu, określenie współczynnika efektywności oraz współczynnika sezonowej wydajności (SPF);
(ii)
zrozumieniem komponentów i ich działania w ramach obiegu pompy ciepła, w tym kompresora, zaworu rozprężnego, parowacza, kondensatora, mocowań i osprzętu, smaru, chłodziwa, możliwości przegrzania i przechłodzenia oraz chłodzenia w pompach ciepła; oraz
(iii)
umiejętnością wyboru i kalibracji komponentów w typowych sytuacjach instalacyjnych, w tym określenie typowych wartości obciążenia cieplnego różnych budynków oraz wartości typowych w zakresie wytwarzania ciepłej wody na podstawie zużycia energii, określenie wydajności pompy ciepła na podstawie obciążenia cieplnego dla celów wytwarzania ciepłej wody, na podstawie masy akumulacyjnej budynku i przy przerwach w zasilaniu prądem; określenie elementu pełniącego funkcję zbiornika buforowego oraz jego pojemności i włączenie drugiego układu grzewczego;
d)
część teoretyczna szkolenia dla instalatora urządzeń fotowoltaicznych i urządzeń wykorzystujących energię słoneczną termiczną powinna obrazować sytuację rynkową produktów wykorzystujących energię słoneczną oraz przedstawiać porównania kosztów i zysków, a także obejmować kwestie ekologiczne, elementy, charakterystykę i rozmiary systemów wykorzystujących energię słoneczną, wybór odpowiedniego systemu i elementów o odpowiednich wymiarach, określenie zapotrzebowania na energię ciepła, ochronę przeciwpożarową, odpowiednie dotacje, jak również kwestie związane z projektowaniem, instalacją i konserwacją instalacji fotowoltaicznych i instalacji wykorzystujących energię słoneczną termiczną. Szkolenie powinno zapewniać także odpowiednią wiedzę w zakresie wszelkiego rodzaju europejskich norm technologicznych i systemów certyfikacji, takich jak Solar Keymark, oraz odnośnych przepisów prawa krajowego i prawa Unii. Instalator powinien wykazać się następującymi kluczowymi umiejętnościami:
(i)
umiejętnością bezpiecznego wykonywania pracy przy użyciu koniecznych narzędzi i urządzeń oraz stosowania zasad i norm bezpieczeństwa, oraz umiejętnością identyfikowania zagrożeń hydraulicznych, elektrycznych i innych związanych z instalacjami wykorzystującymi energię słoneczną;
(ii)
umiejętnością identyfikowania systemów i ich komponentów właściwych dla systemów aktywnych i pasywnych, w tym ich konstrukcji mechanicznej, oraz określania umiejscowienia komponentów oraz konfiguracji i układu systemu;
(iii)
umiejętnością określenia wymaganego miejsca, kierunku i nachylenia urządzeń fotowoltaicznych i słonecznych systemów podgrzewania wody użytkowej, przy uwzględnieniu takich elementów jak zacienienie, dostęp światła słonecznego, spójność konstrukcji, stosowność takiej instalacji do danego budynku lub klimatu, a także umiejętnością wyboru różnych metod instalacyjnych odpowiednich dla rodzaju pokrycia dachowego oraz równoważenia komponentów wchodzących w skład instalacji; oraz
(iv)
umiejętnością, w szczególności w odniesieniu do systemów fotowoltaicznych, dostosowania układu elektrycznego, w tym umiejętnością określenia prądu znamionowego, wyboru odpowiednich typów przewodów i danych znamionowych dla każdego obwodu, umiejętnością określenia odpowiedniego rozmiaru, danych znamionowych i rozmieszczenia wszystkich potrzebnych urządzeń i podsystemów oraz wyboru stosownego punktu połączenia;
e)
ważność certyfikatu instalatora powinna być ograniczona w czasie, tak aby konieczna była utrwalająca sesja szkoleniowa w celu jej przedłużenia.
ZAŁĄCZNIK V
ZASADY OBLICZANIA WPŁYWU BIOPALIW, BIOPŁYNÓW I ICH ODPOWIEDNIKÓW KOPALNYCH NA EMISJĘ GAZÓW CIEPLARNIANYCH
A.   WARTOŚCI TYPOWE I STANDARDOWE DLA BIOPALIW PRODUKOWANYCH BEZ EMISJI NETTO DWUTLENKU WĘGLA W ZWIĄZKU ZE ZMIANĄ SPOSOBU UŻYTKOWANIA GRUNTÓW
Ścieżka produkcji biopaliw
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych - wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych - wartość standardowa
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
67 %
59 %
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
77 %
73 %
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
73 %
68 %
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
79 %
76 %
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
58 %
47 %
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
71 %
64 %
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
48 %
40 %
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
55 %
48 %
etanol z kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
40 %
28 %
etanol z kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
69 %
68 %
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
47 %
38 %
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
53 %
46 %
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
37 %
24 %
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*))
67 %
67 %
etanol z trzciny cukrowej
70 %
70 %
część ze źródeł odnawialnych eteru tert-butylowo-etylowego (ETBE)
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych eteru tert-amylowo-etylowego (TAEE)
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
52 %
47 %
biodiesel ze słonecznika
57 %
52 %
biodiesel z soi
55 %
50 %
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
32 %
19 %
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
51 %
45 %
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
88 %
84 %
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
84 %
78 %
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
51 %
47 %
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
58 %
54 %
hydrorafinowany olej roślinny z soi
55 %
51 %
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
34 %
22 %
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
53 %
49 %
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
87 %
83 %
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
83 %
77 %
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
59 %
57 %
czysty olej roślinny ze słonecznika
65 %
64 %
czysty olej roślinny z soi
63 %
61 %
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
40 %
30 %
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
59 %
57 %
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
98 %
98 %
(*)
Wartości standardowe dla procesów wykorzystujących CHP obowiązują wyłącznie w przypadku gdy całe ciepło technologiczne jest dostarczane przez CHP.
(**)
Ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1069/2009 (1), w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
B.   PRZEWIDYWANE WARTOŚCI TYPOWE I STANDARDOWE DLA PRZYSZŁYCH BIOPALIW, KTÓRE NIE WYSTĘPOWAŁY LUB WYSTĘPOWAŁY JEDYNIE W NIEWIELKICH ILOŚCIACH NA RYNKU W 2016 R., PRODUKOWANYCH BEZ EMISJI NETTO DWUTLENKU WĘGLA W ZWIĄZKU ZE ZMIANĄ SPOSOBU UŻYTKOWANIA GRUNTÓW
Ścieżka produkcji biopaliw
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
etanol ze słomy pszenicy
85 %
83 %
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
85 %
85 %
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
82 %
82 %
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
85 %
85 %
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
82 %
82 %
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
86 %
86 %
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
83 %
83 %
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
86 %
86 %
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
83 %
83 %
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
89 %
89 %
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
89 %
89 %
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
89 %
89 %
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
89 %
89 %
część ze źródeł odnawialnych eteru tert-butylowo-metylowego (MTBE)
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
C.   METODYKA
1.
Emisję gazów cieplarnianych spowodowaną produkcją i stosowaniem paliw transportowych, biopaliw i biopłynów oblicza się w następujący sposób:
a)
emisje gazów cieplarnianych spowodowane produkcją i stosowaniem biopaliw oblicza się w następujący sposób:
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr,
gdzie:
E
=
całkowita emisja spowodowana stosowaniem paliwa,
eec
=
emisja spowodowana wydobyciem lub uprawą surowców,
el
=
emisja w ujęciu rocznym spowodowana zmianami ilości pierwiastka węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów,
ep
=
emisja spowodowana procesami technologicznymi,
etd
=
emisja spowodowana transportem i dystrybucją,
eu
=
emisja spowodowana stosowanym paliwem,
esca
=
wartość ograniczenia emisji spowodowanego akumulacją pierwiastka węgla w glebie dzięki lepszej gospodarce rolnej,
eccs
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2 i jego składowaniem w głębokich strukturach geologicznych, oraz
eccr
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2 i jego zastępowaniem
Emisji związanej z produkcją maszyn i urządzeń nie uwzględnia się.
b)
Emisje gazów cieplarnianych spowodowane produkcją i stosowaniem biopłynów oblicza się w podobny sposób jak w przypadku biopaliw (E), ale z rozszerzeniem potrzebnym, aby uwzględnić przekształcenie energii w produkowaną energię elektryczną lub grzewczą i chłodniczą, w następujący sposób:
(i)
w przypadku instalacji energetycznych produkujących tylko ciepło:
(ii)
w przypadku instalacji energetycznych produkujących tylko energię elektryczną:
gdzie:
EC h,el
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych z końcowego produktu energetycznego.
E
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych pochodząca z biopłynu przed konwersją końcową.
ηel
=
sprawność elektryczna zdefiniowana jako roczna ilość wyprodukowanej energii elektrycznej podzielona przez roczny wsad biopłynów na podstawie jego wartości energetycznej
ηh
=
sprawność cieplna zdefiniowana jako roczna ilość wytworzonego ciepła użytkowego podzielona przez roczny wsad biopłynów na podstawie jego wartości energetycznej
(iii)
w przypadku energii elektrycznej lub mechanicznej pochodzącej z instalacji energetycznych produkujących ciepło użytkowe razem z energią elektryczną lub mechaniczną:
(iv)
w przypadku ciepła użytkowego pochodzącego z instalacji energetycznych produkujących ciepło razem z energią elektryczną lub mechaniczną:
gdzie
EC h,el
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych z końcowego produktu energetycznego.
E
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych pochodząca z biopłynu przed konwersją końcową.
ηel
=
sprawność elektryczna zdefiniowana jako roczna ilość wyprodukowanej energii elektrycznej podzielona przez roczny wsad paliwowy na podstawie jego wartości energetycznej
ηh
=
sprawność cieplna zdefiniowana jako roczna ilość wytworzonego ciepła użytkowego podzielona przez roczny wsad paliwowy na podstawie jego wartości energetycznej
Cel
=
część egzergii w energii elektrycznej lub energii mechanicznej ustalona na poziomie 100 % (Cel = 1)
Ch
=
sprawność cyklu Carnota (część egzergii w cieple użytkowym)
Sprawność cyklu Carnota, Ch, w przypadku ciepła użytkowego w różnych temperaturach definiuje się jako:
gdzie:
Th
=
temperatura, mierzona w skali bezwzględnej (Kelvina), ciepła użytkowego w miejscu wytworzenia
T0
=
temperatura otoczenia, ustalona na poziomie 273,15 K (0 °C)
Jeżeli nadwyżka ciepła jest przenoszona do ogrzewania budynków, w temperaturze poniżej 150° (423,15 K), Ch można również zdefiniować w następujący sposób:
Ch
=
sprawność cyklu Carnota w cieple w temperaturze 150 °C (423,15 K), czyli: 0,3546
Do celów tych obliczeń zastosowanie mają następujące definicje:
a)
„kogeneracja” oznacza jednoczesne wytwarzanie w jednym procesie energii termicznej i energii elektrycznej lub mechanicznej;
b)
„ciepło użytkowe” oznacza ciepło wytworzone w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego zapotrzebowania na energię cieplną do celów ogrzewania i chłodzenia;
c)
„ekonomicznie uzasadnione zapotrzebowanie” oznacza zapotrzebowanie, które nie przekracza potrzeb w zakresie ogrzewania lub chłodzenia i które w innej sytuacji zostałoby zaspokojone w warunkach rynkowych.
2.
Emisja gazów cieplarnianych z biopaliw i biopłynów wyrażana jest w następujący sposób:
a)
emisja gazów cieplarnianych z biopaliw, E, wyrażona jest w gramach ekwiwalentu CO2 na MJ paliwa, gCO2eq/MJ.
b)
emisja gazów cieplarnianych z biopłynów, EC, w gramach ekwiwalentu CO2 na MJ końcowego produktu energetycznego (ciepła lub energii elektrycznej), gCO2eq/MJ.
W wypadku gdy ciepło i chłód są wytwarzane wraz z energią elektryczną, emisje rozdziela się między energię cieplną i energię elektryczną (zob. pkt 1 lit. b)), bez względu na to, czy energia cieplna jest w rzeczywistości wykorzystywana do ogrzewania czy chłodzenia (2).
W wypadku gdy emisja gazów cieplarnianych spowodowana wydobyciem lub uprawą surowców eec jest wyrażona w jednostce gCO2eq/suchą tonę surowca, przeliczenie na gramy ekwiwalentu CO2 na MJ paliwa, gCO2eq/MJ, przeprowadza się w następujący sposób (3):
gdzie:
Emisję na suchą tonę surowca oblicza się w następujący sposób:
3.
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych z biopaliw i biopłynów oblicza się w następujący sposób:
a)
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych z biopaliw:
OGRANICZENIE = (E F(t) – E B)/E F(t),
gdzie:
EB
=
całkowita emisja z biopaliw; oraz
EF(t)
=
całkowita emisja z kopalnego odpowiednika biopaliwa w przypadku transportu
b)
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki wytwarzaniu energii cieplnej, chłodniczej i energii elektrycznej z biopłynów:
OGRANICZENIE = (ECF(h&c,el,) – ECB(h&c,el)/ECF (h&c,el),
gdzie:
ECB(h&c,el)
=
całkowita emisja z wytwarzania ciepła lub energii elektrycznej; oraz
ECF(h&c,el)
=
całkowita emisja ze stosowania kopalnego odpowiednika biopaliwa do wytwarzania ciepła użytkowego lub energii elektrycznej.
4.
Gazy cieplarniane uwzględnione dla celów pkt 1 to CO2, N2O i CH4. Do obliczenia równoważnika CO2 poniższym gazom przypisuje się następujące wartości:
CO2
:
1
N2O
:
298
CH4
:
25
5.
Wartość emisji spowodowanych wydobyciem lub uprawą surowców (eec) obejmuje emisje spowodowane samym procesem wydobycia lub uprawy; gromadzeniem, suszeniem i składowaniem surowców; odpadami i wyciekami; oraz produkcją chemikaliów i produktów stosowanych w procesie wydobycia lub uprawy. Wyklucza się wychwytywanie CO2 w trakcie uprawy surowców. Szacunkową emisję z upraw biomasy rolniczej można określić na podstawie średnich regionalnych dla emisji z uprawy zawartych w sprawozdaniach, o których mowa w art. 31 ust. 4 lub informacji na temat szczegółowych wartości standardowych dla emisji z upraw określonych w niniejszym załączniku, stosowanych jako alternatywa dla wartości rzeczywistych. W razie braku odpowiednich informacji tych sprawozdaniach dopuszcza się obliczanie średnich na podstawie lokalnych praktyk rolniczych z wykorzystaniem np. danych z grupy gospodarstw, alternatywnie do stosowania wartości rzeczywistych.
6.
Do celów wyliczenia, o którym mowa w pkt 1 lit. a), ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki lepszej gospodarce rolnej esca, np. redukcji upraw lub uprawie zerowej, poprawie płodozmianu, stosowaniu uprawy okrywowej, w tym zarządzania pozostałościami pożniwnymi oraz stosowania organicznych polepszaczy gleby (np. kompostu, produktu fermentacji obornika), uwzględnia się tylko w przypadku, gdy istnieją solidne i wiarygodne dowody, że nastąpił wzrost ilości pierwiastka węgla w glebie lub że prawdopodobnie nastąpi on w okresie, w którym przedmiotowe surowce były uprawiane, przy uwzględnieniu emisji powstałych w sytuacji, gdy takie praktyki prowadzą do zwiększonego stosowania nawozów i herbicydów (4).
7.
Emisje w ujęciu rocznym spowodowane zmianami zasobów węgla wynikającymi ze zmiany użytkowania gruntów, el, oblicza się, równo rozdzielając całkowitą emisję na 20 lat. Do obliczenia wielkości tych emisji stosuje się następującą zasadę:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, (5)
gdzie:
el
=
emisje gazów cieplarnianych w ujęciu rocznym spowodowane zmianami zasobów węgla wynikającymi ze zmiany użytkowania gruntów (mierzone jako masa (w gramach) równoważnika CO2 w przeliczeniu na jednostkę energii wytworzonej z biopaliwa lub biopłynu (w megadżulach)). „Grunty uprawne” (6) i „uprawy trwałe” (7) uznaje się za jeden sposób użytkowania gruntów;
CSR
=
zasoby węgla na jednostkę powierzchni związane z referencyjnym użytkowaniem gruntów (mierzone jako masa (w tonach) zasobów węgla na jednostkę powierzchni, obejmującą zarówno glebę, jak i roślinność). Referencyjne użytkowanie gruntów oznacza użytkowanie gruntów w styczniu 2008 r. lub 20 lat przed uzyskaniem surowca, w zależności od tego, która data jest późniejsza;
CSA
=
zasoby węgla na jednostkę powierzchni związane z rzeczywistym użytkowaniem gruntów (mierzone jako masa (w tonach) zasobów węgla na jednostkę powierzchni, obejmującą zarówno glebę, jak i roślinność). W przypadkach gdy zasoby węgla gromadzą się przez okres przekraczający jeden rok, wartość CSA jest obliczana jako szacowane zasoby węgla na jednostkę powierzchni po 20 latach lub kiedy uprawy osiągną dojrzałość, w zależności od tego, co nastąpi wcześniej;
P
=
wydajność upraw (mierzona ilością energii wytwarzanej przez biopaliwo lub biopłyn na jednostkę powierzchni w jednym roku);
eB
=
premia o wartości 29 gCO2eq/MJ za biopaliwo lub biopłyn przyznawana, jeśli biomasa otrzymywana jest z rekultywowanych terenów zdegradowanych i spełnia warunki określone w pkt 8.
8.
Premia o wartości 29 gCO2eq/MJ jest przyznawana, jeśli występują czynniki świadczące o tym, że przedmiotowe tereny:
a)
w styczniu 2008 r. nie były wykorzystywane do działalności rolniczej lub jakiejkolwiek innej; oraz
b)
są terenami poważnie zdegradowanymi, w tym wcześniej wykorzystywanymi do celów rolniczych.
Premia o wartości 29 gCO2eq/MJ ma zastosowanie przez okres nieprzekraczający 20 lat, licząc od daty przekształcenia terenów do celów rolniczych, pod warunkiem że zapewnione zostanie regularne zwiększanie ilości pierwiastka węgla oraz znaczne ograniczenie erozji w odniesieniu do terenów określonych w lit. b).
9.
Termin „tereny poważnie zdegradowane” oznacza tereny, które w dłuższym okresie zostały w dużym stopniu zasolone lub które są szczególnie mało zasobne w substancje organiczne i uległy poważnej erozji.
10.
Komisja do dnia 31 grudnia 2020 r. dokonuje przeglądu wytycznych do obliczania ilości pierwiastka węgla w ziemi (8), korzystając z wydanych w roku 2006 wytycznych IPCC dla inwentaryzacji krajowych emisji gazów cieplarnianych — tom 4 oraz zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 525/2013 i rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/841 (9). Wytyczne Komisji będą służyć jako podstawa obliczania ilości pierwiastka węgla w ziemi do celów niniejszej dyrektywy.
11.
Emisja powstała w przetwórstwie ep obejmuje emisje spowodowane samymi procesami technologicznymi, odpadami i wyciekami; oraz produkcją chemikaliów lub produktów stosowanych w procesach technologicznych, w tym emisji CO2 odpowiadających zawartości węgla w nakładach pochodzenia kopalnego, niezależnie od tego, czy rzeczywiście zostały spalone w ramach procesu.
W obliczeniach zużycia energii elektrycznej wyprodukowanej poza zakładem produkującym paliwo uznaje się, że natężenie emisji gazów cieplarnianych spowodowanej produkcją i dystrybucją tej energii elektrycznej jest równe średniemu natężeniu emisji spowodowanej produkcją i dystrybucją energii elektrycznej w określonym regionie. W drodze odstępstwa od powyższej zasady producenci mogą stosować średnią wartość w odniesieniu do energii elektrycznej produkowanej w pojedynczym zakładzie, jeśli zakład ten nie jest podłączony do sieci energetycznej.
Emisja spowodowana procesami technologicznymi obejmuje, w stosownych przypadkach, emisje z procesu suszenia produktów i materiałów pośrednich.
12.
Emisja spowodowana transportem i dystrybucją, etd, obejmuje emisje spowodowane transportem surowców oraz półproduktów, a także magazynowaniem i dystrybucją wyrobów gotowych. Niniejszy punkt nie obejmuje emisji spowodowanych przez transport i dystrybucję, które należy uwzględnić zgodnie z pkt 5.
13.
Emisję spowodowaną stosowanym paliwem, eu, uznaje się za zerową dla biopaliw i biopłynów.
Emisję gazów cieplarnianych innych niż CO2 (N2O i CH4) pochodzącą ze stosowanego paliwa włącza się do współczynnika eu dla biopłynów.
14.
Ograniczenie emisji dzięki wychwytywaniu CO2 i jego podziemnemu składowaniu, eccs, które nie zostało uwzględnione już w ep, odnosi się wyłącznie do emisji, której uniknięto poprzez wychwytywanie i składowanie emitowanego CO2 bezpośrednio związanego z wydobyciem, transportem, przetworzeniem i dystrybucją paliwa, o ile składowanie jest zgodne z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE (10) w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla.
15.
Ograniczenie emisji dzięki wychwytywaniu CO2 i jego zastępowaniu, eccr, wiąże się bezpośrednio z produkcją biopaliwa lub biopłynu, której jest przypisywane, i odnosi się wyłącznie do emisji, której uniknięto poprzez wychwytywanie CO2, w którym pierwiastek węgla pochodzi z biomasy i jest stosowany w celu zastąpienia CO2 pochodzenia kopalnego w produkcji towarów i usług komercyjnych.
16.
W przypadku gdy układ kogeneracyjny – dostarczający ciepło lub energię elektryczną do procesu produkcji paliwa, z którego pochodzą obliczane emisje – wytwarza nadwyżkę energii elektrycznej lub nadwyżkę ciepła użytkowego, emisję gazów cieplarnianych dzieli się między energię elektryczną i ciepło użytkowe na podstawie temperatury ciepła (która świadczy o użyteczności ciepła). Użytkową część ciepła oblicza się, mnożąc jego wartość energetyczną przez sprawność cyklu Carnota Ch, obliczaną w następujący sposób:
gdzie:
Th
=
temperatura, mierzona w skali bezwzględnej (Kelvina), ciepła użytkowego w miejscu wytworzenia
T0
=
temperatura otoczenia, ustalona na poziomie 273,15 K (0 oC)
Jeżeli nadwyżka ciepła jest przenoszona do ogrzewania budynków, w temperaturze poniżej 150° (423,15 K), Ch można również zdefiniować w następujący sposób:
Ch
=
sprawność cyklu Carnota w cieple w temperaturze 150 oC (423,15 K), czyli: 0,3546
Do celów tego obliczenia stosuje się rzeczywistą sprawność, zdefiniowaną jako roczna produkcja energii mechanicznej, elektrycznej i ciepła podzielona odpowiednio przez roczny nakład energii.
Do celów tych obliczeń zastosowanie mają następujące definicje:
a)
„kogeneracja” oznacza jednoczesne wytwarzanie w jednym procesie energii termicznej i energii elektrycznej lub mechanicznej;
b)
„ciepło użytkowe” oznacza ciepło wytworzone w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego zapotrzebowania na energię cieplną do celów ogrzewania lub chłodzenia;
c)
„ekonomicznie uzasadnione zapotrzebowanie” oznacza zapotrzebowanie, które nie przekracza potrzeb w zakresie ogrzewania lub chłodzenia i które w innej sytuacji zostałoby zaspokojone w warunkach rynkowych.
17.
Jeśli w procesie produkcji paliwa równocześnie powstaje paliwo, dla którego oblicza się emisje, oraz jeden lub więcej innych produktów („produkty uboczne”), emisję gazów cieplarnianych dzieli się pomiędzy paliwo lub jego produkt pośredni i produkty uboczne proporcjonalnie do ich wartości energetycznej (określonej na podstawie wartości opałowej dolnej w przypadku produktów ubocznych innych niż energia elektryczna i ciepło). Intensywność emisji gazów cieplarnianych związanej z nadwyżką ciepła lub nadwyżką energii elektrycznej jest taka sama jak intensywność emisji gazów cieplarnianych związanej z ciepłem lub energią elektryczną wykorzystywanymi do produkcji paliwa i jest ustalana na podstawie obliczeń intensywności emisji gazów cieplarnianych związanej ze wszystkimi nakładami i emisjami, w tym z surowcem wprowadzanym do układu kogeneracyjnego, kotła lub innego urządzenia wytwarzającego ciepło lub energię dla procesu produkcji paliwa, i z pochodzącymi z niego emisjami CH4 i N2O. W przypadku kogeneracji energii elektrycznej i ciepła obliczeń dokonuje się zgodnie z pkt 16.
18.
W obliczeniach, o których mowa w pkt 17, emisje do podziału to, eec + e l + esca + te części e p, e td, eccs, i eccr, które mają miejsce przed fazą produkcji, w której powstaje produkt uboczny i w jej trakcie. Jeśli w odniesieniu do tych produktów ubocznych jakiekolwiek emisje przypisano do wcześniejszych faz produkcji w cyklu życia, uwzględnia się jedynie tę część emisji, którą przypisano do pośredniego produktu paliwowego w ostatniej fazie produkcji, a nie całość emisji.
W przypadku biopaliw i biopłynów do celów powyższych obliczeń uwzględnia się wszystkie produkty uboczne. Odpadom i pozostałościom nie przypisuje się emisji. W obliczeniach produkty uboczne mające negatywną wartość energetyczną uznaje się za posiadające zerową wartość energetyczną.
Odpady i pozostałości, w tym wierzchołki i gałęzie drzew, słoma, plewy, kolby i łupiny orzechów, oraz pozostałości z procesów technologicznych, w tym surowa (nierafinowana) gliceryna i wytłoki, uznaje się za materiały o zerowej emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia, aż do momentu ich zbiórki, bez względu na to, czy są przetwarzane na produkty pośrednie przed przekształceniem w produkt końcowy.
W przypadku paliw produkowanych w rafineriach, innych niż zakłady przetwórcze w połączeniu z kotłami lub układami kogeneracyjnymi dostarczającymi ciepło lub energię elektryczną do zakładów przetwórczych, jednostką analityczną do celów obliczeń, o których mowa w pkt 17, jest rafineria.
19.
W przypadku biopaliw w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego E F(t) to 94 gCO2eq/MJ.
W przypadku biopłynów stosowanych do produkcji energii elektrycznej, w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(e) wynosi 183 gCO2eq/MJ.
W przypadku biopłynów stosowanych do produkcji ciepła użytkowego, a także do produkcji ciepła lub chłodu, w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(h&c) wynosi 80 gCO2eq/MJ.
D.   SZCZEGÓŁOWE WARTOŚCI STANDARDOWE DLA BIOPALIW I BIOPŁYNÓW
Szczegółowe wartości standardowe dla upraw: „eec” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika, w tym emisje N2O z gleby
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych - wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego
9,6
9,6
etanol z kukurydzy
25,5
25,5
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy
27,0
27,0
etanol z trzciny cukrowej
17,1
17,1
część ze źródeł odnawialnych ETBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych TAEE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
32,0
32,0
biodiesel ze słonecznika
26,1
26,1
biodiesel z soi
21,2
21,2
biodiesel z oleju palmowego
26,2
26,2
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
0
0
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
0
0
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
33,4
33,4
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
26,9
26,9
hydrorafinowany olej roślinny z soi
22,1
22,1
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego
27,4
27,4
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
0
0
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
33,4
33,4
czysty olej roślinny ze słonecznika
27,2
27,2
czysty olej roślinny z soi
22,2
22,2
czysty olej roślinny z oleju palmowego
27,1
27,1
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
Szczegółowe wartości standardowe dla upraw: „eec” – tylko dla emisji N2O z gleby (są one już uwzględnione w wartościach szczegółowych dla emisji z upraw w tabeli „eec”)
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego
4,9
4,9
etanol z kukurydzy
13,7
13,7
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy
14,1
14,1
etanol z trzciny cukrowej
2,1
2,1
część ze źródeł odnawialnych ETBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych TAEE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
17,6
17,6
biodiesel ze słonecznika
12,2
12,2
biodiesel z soi
13,4
13,4
biodiesel z oleju palmowego
16,5
16,5
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
0
0
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
0
0
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
18,0
18,0
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
12,5
12,5
hydrorafinowany olej roślinny z soi
13,7
13,7
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego
16,9
16,9
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
0
0
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
17,6
17,6
czysty olej roślinny ze słonecznika
12,2
12,2
czysty olej roślinny z soi
13,4
13,4
czysty olej roślinny z oleju palmowego
16,5
16,5
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
Szczegółowe wartości standardowe dla procesów technologicznych: „ep” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
18,8
26,3
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
9,7
13,6
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
13,2
18,5
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
7,6
10,6
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
27,4
38,3
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
15,7
22,0
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
20,8
29,1
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
14,8
20,8
etanol z kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
28,6
40,1
etanol z kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
1,8
2,6
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
21,0
29,3
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
15,1
21,1
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
30,3
42,5
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*1))
1,5
2,2
etanol z trzciny cukrowej
1,3
1,8
część ze źródeł odnawialnych ETBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych TAEE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
11,7
16,3
biodiesel ze słonecznika
11,8
16,5
biodiesel z soi
12,1
16,9
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
30,4
42,6
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
13,2
18,5
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
9,3
13,0
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*2)
13,6
19,1
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
10,7
15,0
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
10,5
14,7
hydrorafinowany olej roślinny z soi
10,9
15,2
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
27,8
38,9
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
9,7
13,6
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
10,2
14,3
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*2)
14,5
20,3
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
3,7
5,2
czysty olej roślinny ze słonecznika
3,8
5,4
czysty olej roślinny z soi
4,2
5,9
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
22,6
31,7
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
4,7
6,5
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
0,6
0,8
Szczegółowe wartości standardowe tylko dla ekstrakcji oleju (są one już uwzględnione w wartościach szczegółowych dla emisji z procesów technologicznych w tabeli „ep”)
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
biodiesel z nasion rzepaku
3,0
4,2
biodiesel ze słonecznika
2,9
4,0
biodiesel z soi
3,2
4,4
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
20,9
29,2
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
3,7
5,1
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
0
0
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
4,3
6,1
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
3,1
4,4
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
3,0
4,1
hydrorafinowany olej roślinny z soi
3,3
4,6
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
21,9
30,7
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
3,8
5,4
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (**)
4,3
6,0
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
3,1
4,4
czysty olej roślinny ze słonecznika
3,0
4,2
czysty olej roślinny z soi
3,4
4,7
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
21,8
30,5
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
3,8
5,3
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
0
0
Szczegółowe wartości standardowe dla transportu i dystrybucji: „etd” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
2,3
2,3
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
2,3
2,3
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,3
2,3
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,3
2,3
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,3
2,3
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,3
2,3
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
2,2
2,2
etanol z kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
2,2
2,2
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*3))
2,2
2,2
etanol z trzciny cukrowej
9,7
9,7
część ze źródeł odnawialnych ETBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych TAEE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
1,8
1,8
biodiesel ze słonecznika
2,1
2,1
biodiesel z soi
8,9
8,9
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
6,9
6,9
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
6,9
6,9
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
1,9
1,9
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*4)
1,7
1,7
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
1,7
1,7
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
2,0
2,0
hydrorafinowany olej roślinny z soi
9,2
9,2
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
7,0
7,0
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
7,0
7,0
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
1,7
1,7
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*4)
1,5
1,5
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
1,4
1,4
czysty olej roślinny ze słonecznika
1,7
1,7
czysty olej roślinny z soi
8,8
8,8
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
6,7
6,7
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
6,7
6,7
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
1,4
1,4
Szczegółowe wartości standardowe tylko dla transportu i dystrybucji paliwa końcowego. Są one już uwzględnione w tabeli „emisje z transportu i dystrybucji etd” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika, ale poniższe wartości są przydatne dla podmiotów gospodarczych, które pragną zadeklarować rzeczywiste emisje z transportu tylko w odniesieniu do transportu zbóż i olejów.
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
1,6
1,6
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
1,6
1,6
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
1,6
1,6
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
1,6
1,6
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*5))
1,6
1,6
etanol z trzciny cukrowej
6,0
6,0
część ze źródeł odnawialnych eteru tert-butylowo-etylowego (ETBE)
Wartości zostaną uznane za takie same jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych eteru tert-amylowo-etylowego (TAEE)
Wartości zostaną uznane za takie same jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
1,3
1,3
biodiesel ze słonecznika
1,3
1,3
biodiesel z soi
1,3
1,3
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
1,3
1,3
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
1,3
1,3
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
1,3
1,3
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*6)
1,3
1,3
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
1,2
1,2
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
1,2
1,2
hydrorafinowany olej roślinny z soi
1,2
1,2
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
1,2
1,2
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
1,2
1,2
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
1,2
1,2
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*6)
1,2
1,2
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
0,8
0,8
czysty olej roślinny ze słonecznika
0,8
0,8
czysty olej roślinny z soi
0,8
0,8
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
0,8
0,8
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
0,8
0,8
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
0,8
0,8
Całkowita wartość dla uprawy, procesów technologicznych, transportu i dystrybucji
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
30,7
38,2
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
21,6
25,5
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
25,1
30,4
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
19,5
22,5
etanol z buraka cukrowego (bez biogazu z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
39,3
50,2
etanol z buraka cukrowego (z biogazem z wywaru gorzelnianego, węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
27,6
33,9
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
48,5
56,8
etanol z kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
42,5
48,5
etanol z kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
56,3
67,8
etanol z kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
29,5
30,3
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w konwencjonalnym kotle)
50,2
58,5
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (gaz ziemny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
44,3
50,3
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (węgiel brunatny jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
59,5
71,7
etanol z innych zbóż z wyłączeniem kukurydzy (pozostałości leśne jako paliwo technologiczne w elektrociepłowni (*7))
30,7
31,4
etanol z trzciny cukrowej
28,1
28,6
część ze źródeł odnawialnych ETBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
część ze źródeł odnawialnych TAEE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji etanolu
biodiesel z nasion rzepaku
45,5
50,1
biodiesel ze słonecznika
40,0
44,7
biodiesel z soi
42,2
47,0
biodiesel z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
63,5
75,7
biodiesel z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
46,3
51,6
biodiesel z zużytego oleju kuchennego
11,2
14,9
biodiesel z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*8)
15,3
20,8
hydrorafinowany olej roślinny z nasion rzepaku
45,8
50,1
hydrorafinowany olej roślinny ze słonecznika
39,4
43,6
hydrorafinowany olej roślinny z soi
42,2
46,5
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
62,2
73,3
hydrorafinowany olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
44,1
48,0
hydrorafinowany olej z zużytego oleju kuchennego
11,9
16,0
hydrorafinowany olej z wytopionych tłuszczów zwierzęcych (*8)
16,0
21,8
czysty olej roślinny z nasion rzepaku
38,5
40,0
czysty olej roślinny ze słonecznika
32,7
34,3
czysty olej roślinny z soi
35,2
36,9
czysty olej roślinny z oleju palmowego (otwarty staw ściekowy)
56,3
65,4
czysty olej roślinny z oleju palmowego (technologia z wychwytem metanu w olejarni)
38,4
57,2
czysty olej z zużytego oleju kuchennego
2,0
2,2
E.   PRZEWIDYWANE SZCZEGÓŁOWE WARTOŚCI STANDARDOWE DLA PRZYSZŁYCH BIOPALIW I BIOPŁYNÓW, KTÓRE NIE WYSTĘPOWAŁY LUB WYSTĘPOWAŁY W NIEWIELKICH ILOŚCIACH NA RYNKU W 2016 R.
Szczegółowe wartości standardowe dla upraw: „eec” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika, w tym emisje N2O (w tym emisje spowodowane rozdrabnianiem odpadów drzewnych lub drewna z upraw)
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
1,8
1,8
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
3,3
3,3
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
8,2
8,2
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
8,2
8,2
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
12,4
12,4
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
3,1
3,1
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
7,6
7,6
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
3,1
3,1
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
7,6
7,6
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,5
2,5
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,5
2,5
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,5
2,5
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,5
2,5
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
Szczegółowe wartości standardowe dla emisji N2O z gleby (uwzględnione w szczegółowych wartościach standardowych dla emisji z upraw w tabeli „eec”)
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
0
0
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
4,4
4,4
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
4,4
4,4
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
4,1
4,1
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
4,1
4,1
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
Szczegółowe wartości standardowe dla procesów technologicznych: „ep” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
4,8
6,8
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0,1
0,1
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
0,1
0,1
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0,1
0,1
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
0,1
0,1
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
0
0
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
0
0
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
0
0
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
0
0
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
Szczegółowe wartości standardowe dla transportu i dystrybucji: „etd” zgodnie z definicją w części C niniejszego załącznika
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
7,1
7,1
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
10,3
10,3
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
8,4
8,4
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
10,3
10,3
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
8,4
8,4
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
10,4
10,4
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
8,6
8,6
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
10,4
10,4
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
8,6
8,6
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
7,7
7,7
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
7,9
7,9
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
7,7
7,7
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
7,9
7,9
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
Szczegółowe wartości standardowe tylko dla transportu i dystrybucji paliwa końcowego. Są one już uwzględnione w tabeli „emisje z transportu i dystrybucji etd” z definicją w części C niniejszego załącznika, ale poniższe wartości są przydatne dla podmiotów gospodarczych, które pragną zadeklarować rzeczywiste emisje z transportu tylko w odniesieniu do transportu surowców.
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
1,6
1,6
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
1,2
1,2
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
1,2
1,2
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
1,2
1,2
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
1,2
1,2
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
2,0
2,0
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
2,0
2,0
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
2,0
2,0
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
2,0
2,0
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,0
2,0
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,0
2,0
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,0
2,0
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
2,0
2,0
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
Całkowita wartość dla uprawy, procesów technologicznych, transportu i dystrybucji
Ścieżka produkcji biopaliw i biopłynów
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
etanol ze słomy pszenicy
13,7
15,7
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
13,7
13,7
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
16,7
16,7
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
13,7
13,7
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
16,7
16,7
eter dimetylowy (DME) z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
13,5
13,5
eter dimetylowy (DME) z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
16,2
16,2
metanol z odpadów drzewnych w instalacji wolnostojącej
13,5
13,5
metanol z drewna z upraw w instalacji wolnostojącej
16,2
16,2
olej napędowy wytwarzany metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
10,2
10,2
benzyna wytwarzana metodą Fischera-Tropscha w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
10,4
10,4
eter dimetylowy (DME) wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
10,2
10,2
metanol wytwarzany w procesie gazyfikacji ługu czarnego przeprowadzanym w celulozowni
10,4
10,4
część ze źródeł odnawialnych MTBE
Takie same wartości jak dla wybranej ścieżki produkcji metanolu
(1)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1069/2009 z dnia 21 października 2009 r. określające przepisy sanitarne dotyczące produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego, nieprzeznaczonych do spożycia przez ludzi, i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1774/2002 (rozporządzenie o produktach ubocznych pochodzenia zwierzęcego) (Dz.U. L 300 z 14.11.2009, s. 1).
(2)  Do chłodzenia (powietrza lub wody) za pomocą agregatów absorpcyjnych wykorzystywane jest ciepło lub ciepło odpadowe. Dlatego należy obliczać wyłącznie emisje związane z energią cieplną produkowaną na MJ ciepła, bez względu na to, czy rzeczywistym końcowym zastosowaniem tej energii jest ogrzewanie czy chłodzenie za pomocą agregatów absorpcyjnych.
(3)  Wzór służący do obliczenia emisji gazów cieplarnianych spowodowanych wydobyciem lub uprawą surowców eec opisuje przypadki, w których dany surowiec jest przekształcany w biopaliwa w jednym etapie. W przypadku bardziej złożonych łańcuchów dostaw do obliczania emisji gazów cieplarnianych spowodowanych wydobyciem lub uprawą surowców eec potrzebne są dostosowania dla produktów pośrednich.
(4)  Pomiary ilości pierwiastka węgla w glebie mogą stanowić taki dowód, np. przez pierwszy pomiar przed uprawą i kolejne pomiary w regularnych odstępach co kilka lat. W takim przypadku, zanim dostępny będzie drugi pomiar, wzrost ilości pierwiastka węgla w glebie szacowany byłby na podstawie reprezentatywnych eksperymentów lub modeli gleby. Od drugiego pomiaru pomiary stanowiłyby podstawę stwierdzenia faktu wzrostu ilości pierwiastka węgla w glebie i wielkości tego wzrostu.
(5)  Współczynnik otrzymany przez podzielenie masy molowej CO2 (44,010 g/mol) przez masę molową węgla (12,011 g/mol) wynosi 3,664.
(6)  Grunty uprawne zgodnie z definicją IPCC.
(7)  Uprawy wieloletnie definiuje się jako uprawy wieloletnie z łodygami zwykle niepodlegającymi corocznym zbiorom, takie jak zagajnik o krótkiej rotacji i uprawy palmy olejowej.
(8)  Decyzja Komisji 2010/335/UE z dnia 10 czerwca 2010 r. w sprawie wytycznych dotyczących obliczania zasobów węgla w ziemi do celów załącznika V do dyrektywy 2009/28/WE (Dz.U. L 151 z 17.6.2010, s. 19).
(9)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/841 z dnia 30 maja 2018 r. w sprawie włączenia emisji i pochłaniania gazów cieplarnianych w wyniku działalności związanej z użytkowaniem gruntów, zmianą użytkowania gruntów i leśnictwem do ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030 i zmieniające rozporządzenie (UE) nr 525/2013 oraz decyzję nr 529/2013/UE (Dz.U. L 156 z 19.6.2018, s. 1).
(10)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 114).
(**)  Ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(**)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(*1)  Wartości standardowe dla procesów wykorzystujących CHP obowiązują wyłącznie w przypadku gdy całe ciepło technologiczne jest dostarczane przez CHP.
(*2)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(**)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(*3)  Wartości standardowe dla procesów wykorzystujących CHP obowiązują wyłącznie w przypadku gdy całe ciepło technologiczne jest dostarczane przez CHP.
(*4)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(*5)  Wartości standardowe dla procesów wykorzystujących CHP obowiązują wyłącznie w przypadku gdy całe ciepło technologiczne jest dostarczane przez CHP.
(*6)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
(*7)  Wartości standardowe dla procesów wykorzystujących CHP obowiązują wyłącznie w przypadku gdy całe ciepło technologiczne jest dostarczane przez CHP.
(*8)  
Uwaga: ma zastosowanie wyłącznie do biopaliw wyprodukowanych z produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego sklasyfikowanych jako surowiec kategorii 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009, w odniesieniu do których emisje związane z higienizacją jako część wytapiania nie są brane pod uwagę.
ZAŁĄCZNIK VI
ZASADY OBLICZANIA WPŁYWU PALIW Z BIOMASY I ICH ODPOWIEDNIKÓW KOPALNYCH NA EMISJĘ GAZÓW CIEPLARNIANYCH
A.   Wartości typowe i standardowe ograniczenia emisji gazów cieplarnianych dla paliw z biomasy produkowanych bez emisji netto dwutlenku węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów
ZRĘBKI
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Ciepło
Energia elektryczna
Ciepło
Energia elektryczna
Zrębki z pozostałości leśnych
1 – 500 km
93 %
89 %
91 %
87 %
500 – 2 500  km
89 %
84 %
87 %
81 %
2 500  – 10 000  km
82 %
73 %
78 %
67 %
powyżej 10 000  km
67 %
51 %
60 %
41 %
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus)
2 500  – 10 000  km
77 %
65 %
73 %
60 %
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem)
1 – 500 km
89 %
83 %
87 %
81 %
500 – 2 500  km
85 %
78 %
84 %
76 %
2 500  – 10 000  km
78 %
67 %
74 %
62 %
powyżej 10 000  km
63 %
45 %
57 %
35 %
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia)
1 – 500 km
91 %
87 %
90 %
85 %
500 – 2 500  km
88 %
82 %
86 %
79 %
2 500  – 10 000  km
80 %
70 %
77 %
65 %
powyżej 10 000  km
65 %
48 %
59 %
39 %
Zrębki z drewna z pni
1 – 500 km
93 %
89 %
92 %
88 %
500 – 2 500  km
90 %
85 %
88 %
82 %
2 500  – 10 000  km
82 %
73 %
79 %
68 %
powyżej 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Zrębki z pozostałości przemysłowych
1 – 500 km
94 %
92 %
93 %
90 %
500 – 2 500  km
91 %
87 %
90 %
85 %
2 500  – 10 000  km
83 %
75 %
80 %
71 %
powyżej 10 000  km
69 %
54 %
63 %
44 %
GRANULAT DRZEWNY (*1)
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Ciepło
Energia elektryczna
Ciepło
Energia elektryczna
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych
Przypadek 1
1 – 500 km
58 %
37 %
49 %
24 %
500 – 2 500  km
58 %
37 %
49 %
25 %
2 500  – 10 000  km
55 %
34 %
47 %
21 %
powyżej 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Przypadek 2a
1 – 500 km
77 %
66 %
72 %
59 %
500 – 2 500  km
77 %
66 %
72 %
59 %
2 500  – 10 000  km
75 %
62 %
70 %
55 %
powyżej 10 000  km
69 %
54 %
63 %
45 %
Przypadek 3a
1 – 500 km
92 %
88 %
90 %
85 %
500 – 2 500  km
92 %
88 %
90 %
86 %
2 500  – 10 000  km
90 %
85 %
88 %
81 %
powyżej 10 000  km
84 %
76 %
81 %
72 %
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus)
Przypadek 1
2 500  – 10 000  km
52 %
28 %
43 %
15 %
Przypadek 2a
2 500  – 10 000  km
70 %
56 %
66 %
49 %
Przypadek 3a
2 500  – 10 000  km
85 %
78 %
83 %
75 %
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem)
Przypadek 1
1 – 500 km
54 %
32 %
46 %
20 %
500 – 10 000  km
52 %
29 %
44 %
16 %
powyżej 10 000  km
47 %
21 %
37 %
7 %
Przypadek 2a
1 – 500 km
73 %
60 %
69 %
54 %
500 – 10 000  km
71 %
57 %
67 %
50 %
powyżej 10 000  km
66 %
49 %
60 %
41 %
Przypadek 3a
1 – 500 km
88 %
82 %
87 %
81 %
500 – 10 000  km
86 %
79 %
84 %
77 %
powyżej 10 000  km
80 %
71 %
78 %
67 %
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia)
Przypadek 1
1 – 500 km
56 %
35 %
48 %
23 %
500 – 10 000  km
54 %
32 %
46 %
20 %
powyżej 10 000  km
49 %
24 %
40 %
10 %
Przypadek 2a
1 – 500 km
76 %
64 %
72 %
58 %
500 – 10 000  km
74 %
61 %
69 %
54 %
powyżej 10 000  km
68 %
53 %
63 %
45 %
Przypadek 3a
1 – 500 km
91 %
86 %
90 %
85 %
500 – 10 000  km
89 %
83 %
87 %
81 %
powyżej 10 000  km
83 %
75 %
81 %
71 %
Drewno z pni
Przypadek 1
1 – 500 km
57 %
37 %
49 %
24 %
500 – 2 500  km
58 %
37 %
49 %
25 %
2 500  – 10 000  km
55 %
34 %
47 %
21 %
powyżej 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Przypadek 2a
1 – 500 km
77 %
66 %
73 %
60 %
500 – 2 500  km
77 %
66 %
73 %
60 %
2 500  – 10 000  km
75 %
63 %
70 %
56 %
powyżej 10 000  km
70 %
55 %
64 %
46 %
Przypadek 3a
1 – 500 km
92 %
88 %
91 %
86 %
500 – 2 500  km
92 %
88 %
91 %
87 %
2 500  – 10 000  km
90 %
85 %
88 %
83 %
powyżej 10 000  km
84 %
77 %
82 %
73 %
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego
Przypadek 1
1 – 500 km
75 %
62 %
69 %
55 %
500 – 2 500  km
75 %
62 %
70 %
55 %
2 500  – 10 000  km
72 %
59 %
67 %
51 %
powyżej 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Przypadek 2a
1 – 500 km
87 %
80 %
84 %
76 %
500 – 2 500  km
87 %
80 %
84 %
77 %
2 500  – 10 000  km
85 %
77 %
82 %
73 %
powyżej 10 000  km
79 %
69 %
75 %
63 %
Przypadek 3a
1 – 500 km
95 %
93 %
94 %
91 %
500 – 2 500  km
95 %
93 %
94 %
92 %
2 500  – 10 000  km
93 %
90 %
92 %
88 %
powyżej 10 000  km
88 %
82 %
85 %
78 %
ROLNICZE ŚCIEŻKI PRODUKCJI
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Ciepło
Energia elektryczna
Ciepło
Energia elektryczna
Pozostałości rolnicze o gęstości < 0,2 t/m3
 (*2)
1 – 500 km
95 %
92 %
93 %
90 %
500 – 2 500  km
89 %
83 %
86 %
80 %
2 500  – 10 000  km
77 %
66 %
73 %
60 %
powyżej 10 000  km
57 %
36 %
48 %
23 %
Pozostałości rolnicze o gęstości > 0,2 t/m3
 (*3)
1 – 500 km
95 %
92 %
93 %
90 %
500 – 2 500  km
93 %
89 %
92 %
87 %
2 500  – 10 000  km
88 %
82 %
85 %
78 %
powyżej 10 000  km
78 %
68 %
74 %
61 %
Pelety ze słomy
1 – 500 km
88 %
82 %
85 %
78 %
500 – 10 000  km
86 %
79 %
83 %
74 %
powyżej 10 000  km
80 %
70 %
76 %
64 %
Brykiety z wytłoczyn z trzciny cukrowej
500 – 10 000  km
93 %
89 %
91 %
87 %
powyżej 10 000  km
87 %
81 %
85 %
77 %
Śruta poekstrakcyjna palmowa
powyżej 10 000  km
20 %
– 18 %
11 %
– 33 %
Śruta poekstrakcyjna palmowa (zerowe emisje CH4 z olejarni)
powyżej 10 000  km
46 %
20 %
42 %
14 %
BIOGAZ DO PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ (*4)
System produkcji biogazu
Wariant technologiczny
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Mokry obornik (1)
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku (2)
146 %
94 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku (3)
246 %
240 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
136 %
85 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
227 %
219 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
142 %
86 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
243 %
235 %
Kukurydza – cała roślina (4)
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
36 %
21 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
59 %
53 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
34 %
18 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
55 %
47 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
28 %
10 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
52 %
43 %
Bioodpady
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
47 %
26 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
84 %
78 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
43 %
21 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
77 %
68 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
38 %
14 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
76 %
66 %
BIOGAZ DO PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ – MIESZANKI OBORNIKA I KUKURYDZY
System produkcji biogazu
Wariant technologiczny
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Obornik – kukurydza
80 % – 20 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
72 %
45 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
120 %
114 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
67 %
40 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
111 %
103 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
65 %
35 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
114 %
106 %
Obornik – kukurydza
70 % – 30 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
60 %
37 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
100 %
94 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
57 %
32 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
93 %
85 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
53 %
27 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
94 %
85 %
Obornik – kukurydza
60 % – 40 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
53 %
32 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
88 %
82 %
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
50 %
28 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
82 %
73 %
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
46 %
22 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
81 %
72 %
BIOMETAN WYKORZYSTYWANY W TRANSPORCIE (*5)
System produkcji biometanu
Wariant technologiczny
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Mokry obornik
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
117 %
72 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
133 %
94 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
190 %
179 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
206 %
202 %
Kukurydza – cała roślina
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
35 %
17 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
51 %
39 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
52 %
41 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
68 %
63 %
Bioodpady
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
43 %
20 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
59 %
42 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
70 %
58 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
86 %
80 %
BIOMETAN – MIESZANKI OBORNIKA I KUKURYDZY (*6)
System produkcji biometanu
Wariant technologiczny
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość typowa
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych – wartość standardowa
Obornik – kukurydza
80 % – 20 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych (5)
62 %
35 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych (6)
78 %
57 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
97 %
86 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
113 %
108 %
Obornik – kukurydza
70 % – 30 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
53 %
29 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
69 %
51 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
83 %
71 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
99 %
94 %
Obornik – kukurydza
60 % – 40 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
48 %
25 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
64 %
48 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
74 %
62 %
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
90 %
84 %
B.   METODYKA
1.
Emisje gazów cieplarnianych spowodowane produkcją i stosowaniem paliw z biomasy oblicza się w następujący sposób:
a)
Emisję gazów cieplarnianych spowodowaną produkcją i stosowaniem paliw z biomasy przed przetworzeniem w energię elektryczną, ciepło lub chłód oblicza się w następujący sposób:
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr,
gdzie
E
=
całkowita emisja spowodowana produkcją paliwa przed przetworzeniem w energię,
eec
=
emisja spowodowana wydobyciem lub uprawą surowców,
el
=
emisja w ujęciu rocznym spowodowana zmianami ilości pierwiastka węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów,
ep
=
emisja spowodowana procesami technologicznymi,
etd
=
emisja spowodowana transportem i dystrybucją,
eu
=
emisja spowodowana stosowanym paliwem,
esca
=
wartość ograniczenia emisji spowodowanego akumulacją pierwiastka węgla w glebie dzięki lepszej gospodarce rolnej,
eccs
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2 i jego składowaniem w głębokich strukturach geologicznych, oraz
eccr
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2 i jego zastępowaniem.
Emisji związanych z produkcją maszyn i urządzeń nie uwzględnia się.
b)
W przypadku współfermentacji różnych substratów w wytwórni biogazu do celów produkcji biogazu lub biometanu wartości typowe i standardowe emisji gazów cieplarnianych oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
E
=
emisja gazów cieplarnianych na MJ biogazu lub biometanu wyprodukowanego w procesie współfermentacji określonej mieszanki substratów
Sn
=
udział surowca n w wartości energetycznej
En
=
emisja w gCO2/MJ dla ścieżki n zgodnie z częścią D niniejszego załącznika (*)
gdzie:
Pn
=
produkcja energii [MJ] na kilogram mokrego wsadu surowca n (**)
Wn
=
współczynnik ważenia substratu n zdefiniowany jako:
gdzie
In
=
roczny wsad do komory fermentacyjnej substratu n [tona świeżej masy]
AMn
=
średnia roczna wilgotność substratu n [kg wody / kg świeżej masy]
SMn
=
standardowa wilgotność dla substratu n (***)
(*)
Jeżeli jako substrat stosuje się obornik zwierzęcy, dodawana jest premia o wartości 45 gCO2eq/MJ obornika (– 54 kg CO2eq/t świeżej masy) ze względu na lepszą gospodarkę rolną i lepsze zarządzanie obornikiem.
(**)
Do obliczenia wartości typowych i standardowych stosuje się następujące wartości Pn:
P(kukurydza): 4,16 [MJbiogazu/kg mokrej kukurydzy przy wilgotności 65 %]
P(obornik): 0,50 [MJbiogazu/kg mokrego obornika przy wilgotności 90 %]
P(bioodpady) 3,41 [MJbiogazu/kg mokrych bioodpadów przy wilgotności 76 %]
(***)
W odniesieniu do substratu SMn stosuje się następujące wartości:
SM(kukurydza): 0,65 [kg wody/kg świeżej masy]
SM(obornik): 0,90 [kg wody/kg świeżej masy]
SM(bioodpady): 0,76 [kg wody/kg świeżej masy]
c)
W przypadku współfermentacji substratów n w wytwórni biogazu do celów produkcji energii elektrycznej lub biometanu, rzeczywistą emisję gazów cieplarnianych związaną z biogazem i biometanem oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
E
=
całkowita emisja spowodowana produkcją biogazu i biometanu przed przetworzeniem w energię,
Sn
=
udział surowca n we frakcji wsadu do komory fermentacyjnej,
eec,n
=
emisje spowodowane wydobyciem lub uprawą surowca n,
etd,surowiec,n
=
emisje spowodowane transportem surowca n do komory fermentacyjnej,
el,n
=
emisje w ujęciu rocznym spowodowane zmianami ilości pierwiastka węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów, w odniesieniu do surowca n,
esca
=
ograniczenie emisji dzięki lepszej gospodarce rolnej w przypadku surowca n*,
ep
=
emisje spowodowane procesami technologicznymi,
etd,produkt
=
emisje spowodowane transportem i dystrybucją biogazu lub biometanu,
eu
=
emisje spowodowane stosowanym paliwem, tj. gazy cieplarniane emitowane podczas spalania,
eccs
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2 i jego składowaniem w głębokich strukturach geologicznych, oraz
eccr
=
ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem CO2i jego zastępowaniem.
(*)
W przypadku esca przyznaje się premię o wartości 45 gCO2eq/ MJ obornika ze względu na lepszą gospodarkę rolną i lepsze zarządzanie obornikiem, w przypadku gdy stosuje się obornik zwierzęcy jako substrat do produkcji biogazu i biometanu.
d)
Emisję gazów cieplarnianych spowodowaną stosowaniem paliw z biomasy do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu, w tym przekształcaniem energii w produkowaną energię elektryczną bądź cieplną lub chłodniczą oblicza się w następujący sposób:
(i)
w przypadku instalacji energetycznych produkujących tylko ciepło:
(ii)
w przypadku instalacji energetycznych produkujących tylko energię elektryczną:
gdzie:
ECh,el
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych z końcowego produktu energetycznego
E
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych pochodząca z paliwa przed konwersją końcową
ηel
=
sprawność elektryczna zdefiniowana jako roczna ilość wyprodukowanej energii elektrycznej podzielona przez roczny wsad paliwowy na podstawie jego wartości energetycznej
ηh
=
sprawność cieplna zdefiniowana jako roczna ilość wytworzonego ciepła użytkowego podzielona przez roczny wsad paliwowy na podstawie jego wartości energetycznej
(iii)
w przypadku energii elektrycznej lub mechanicznej pochodzącej z instalacji energetycznych produkujących ciepło użytkowe razem z energią elektryczną lub mechaniczną:
(iv)
w przypadku ciepła użytkowego pochodzącego z instalacji energetycznych produkujących ciepło razem z energią elektryczną lub mechaniczną:
gdzie
ECh,el
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych z końcowego produktu energetycznego.
E
=
całkowita emisja gazów cieplarnianych pochodząca z paliwa przed konwersją końcową
ηel
=
sprawność elektryczna zdefiniowana jako roczna ilość wyprodukowanej energii elektrycznej podzielona przez roczny nakład energii na podstawie jego wartości energetycznej
ηh
=
sprawność cieplna zdefiniowana jako roczna ilość wytworzonego ciepła użytkowego podzielona przez roczny nakład energii na podstawie jego wartości energetycznej
Cel
=
część egzergii w energii elektrycznej lub energii mechanicznej ustalona na poziomie 100 % (Cel = 1)
Ch
=
sprawność cyklu Carnota (część egzergii w cieple użytkowym)
Sprawność cyklu Carnota, Ch, w przypadku ciepła użytkowego w różnych temperaturach definiuje się jako:
gdzie
Th
=
temperatura, mierzona w skali bezwzględnej (Kelvina), ciepła użytkowego w miejscu wytworzenia
T0
=
temperatura otoczenia, ustalona na poziomie 273,15 K (0 oC)
Jeżeli nadwyżka ciepła jest przenoszona do ogrzewania budynków, w temperaturze poniżej 150° (423,15 K), Ch można również zdefiniować w następujący sposób:
Ch
=
sprawność cyklu Carnota w cieple w temperaturze 150 oC (423,15 K), czyli: 0,3546
Do celów tych obliczeń zastosowanie mają następujące definicje:
(i)
„kogeneracja” oznacza jednoczesne wytwarzanie w jednym procesie energii termicznej i energii elektrycznej lub mechanicznej;
(ii)
„ciepło użytkowe” oznacza ciepło wytworzone w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego zapotrzebowania na energię cieplną do celów ogrzewania lub chłodzenia;
(iii)
„ekonomicznie uzasadnione zapotrzebowanie” oznacza zapotrzebowanie, które nie przekracza potrzeb w zakresie ogrzewania lub chłodzenia i które w innej sytuacji zostałoby zaspokojone w warunkach rynkowych.
2.
Emisję gazów cieplarnianych pochodzących z paliw z biomasy wyraża się w następujący sposób:
a)
emisja gazów cieplarnianych z paliw z biomasy, E, wyrażona jest w gramach ekwiwalentu CO2 na MJ paliwa z biomasy, gCO2eq/MJ.
b)
emisja gazów cieplarnianych z ciepła lub energii elektrycznej produkowanych z paliw z biomasy, EC, jest wyrażana w gramach ekwiwalentu CO2 na MJ końcowego produktu energetycznego (ciepła lub energii elektrycznej), gCO2eq/MJ.
W wypadku gdy ciepło i chłód są wytwarzane wraz z energią elektryczną, emisje rozdziela się między energię cieplną i energię elektryczną (zob. pkt 1 lit. d)), bez względu na to, czy energia cieplna jest w rzeczywistości wykorzystywana do ogrzewania czy chłodzenia (7).
W wypadku gdy emisja gazów cieplarnianych spowodowana wydobyciem lub uprawą surowców eec jest wyrażona w jednostce gCO2eq/suchą tonę surowca, przeliczenie na gramy ekwiwalentu CO2 na MJ paliwa, gCO2eq/MJ, przeprowadza się w następujący sposób (8):
gdzie
Emisję na suchą tonę surowca oblicza się w następujący sposób:
3.
Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych pochodzących z paliw z biomasy oblicza się w następujący sposób:
a)
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych z paliw z biomasy stosowanych jako paliwa transportowe:
OGRANICZENIE = (EF(t) – EB)/EF(t)
gdzie:
EB
=
całkowita emisja z paliw z biomasy wykorzystywanych jako paliwa transportowe; oraz
EF(t)
=
całkowita emisja z kopalnego odpowiednika biopaliwa w przypadku transportu
b)
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych dzięki wytwarzaniu energii cieplnej, chłodniczej i energii elektrycznej z paliw z biomasy:
OGRANICZENIE = (ECF(h&c,el) – ECB(h&c,el))/ECF (h&c,el),
gdzie:
ECB(h&c,el)
=
całkowita emisja z wytwarzania ciepła lub energii elektrycznej;
ECF(h&c,el)
=
całkowita emisja ze stosowania kopalnego odpowiednika biopaliwa do wytwarzania ciepła użytkowego lub energii elektrycznej.
4.
Gazy cieplarniane uwzględnione dla celów pkt 1 to CO2, N2O i CH4. Do obliczenia równoważnika CO2 poniższym gazom przypisuje się następujące wartości:
CO2: 1
N2O: 298
CH4: 25
5.
Wartość emisji spowodowanych wydobyciem, zbiorem lub uprawą surowców (eec) obejmuje emisje spowodowane samym procesem wydobycia lub uprawy, gromadzeniem, suszeniem i składowaniem surowców; odpadami i wyciekami; oraz produkcją chemikaliów i produktów stosowanych w procesie wydobycia lub uprawy. Wyklucza się wychwytywanie CO2 w trakcie uprawy surowców. Szacunkową emisję z upraw biomasy rolniczej można określić na podstawie średnich regionalnych dla emisji z uprawy zawartych w sprawozdaniach, o których mowa w art. 31 ust. 4 niniejszej dyrektywy lub informacji na temat szczegółowych wartości standardowych dla emisji z upraw określonych w niniejszym załączniku, stosowanych jako alternatywa dla wartości rzeczywistych. W razie braku odpowiednich informacji tych sprawozdaniach dopuszcza się obliczanie średnich na podstawie lokalnych praktyk rolniczych z wykorzystaniem np. danych z grupy gospodarstw, alternatywnie do stosowania wartości rzeczywistych.
Szacunkową emisję z upraw i pozyskiwania biomasy leśnej można określić na podstawie średnich wartości emisji dla uprawy i pozyskiwania obliczonych dla określonych obszarów geograficznych na poziomie krajowym, alternatywnie do stosowania wartości rzeczywistych.
6.
Do celów wyliczenia, o którym mowa w pkt 1 lit. a), ograniczenie emisji dzięki lepszej gospodarce rolnej esca, np. redukcji upraw lub uprawie zerowej, poprawie płodozmianu, stosowaniu uprawy okrywowej, w tym zarządzania pozostałościami pożniwnymi oraz stosowania organicznych polepszaczy gleby (np. kompostu, produktu fermentacji obornika), uwzględnia się tylko w przypadku gdy istnieją solidne i wiarygodne dowody, że nastąpił wzrost ilości pierwiastka węgla w glebie lub że prawdopodobnie nastąpi on w okresie, w którym przedmiotowe surowce były uprawiane, przy uwzględnieniu emisji powstałych w sytuacji, gdy takie praktyki prowadzą do zwiększonego stosowania nawozów i herbicydów (9).
7.
Emisje w ujęciu rocznym spowodowane zmianami zasobów węgla wynikającymi ze zmiany użytkowania gruntów, el, oblicza się, równo rozdzielając całkowitą emisję na 20 lat. Do obliczenia wielkości tych emisji stosuje się następujący wzór:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, (10)
gdzie:
el
=
emisje gazów cieplarnianych w ujęciu rocznym spowodowane zmianami zasobów węgla wynikającymi ze zmiany użytkowania gruntów (mierzone jako masa (w gramach) równoważnika CO2 na jednostkę energii wytworzonej z paliwa z biomasy). „Grunty uprawne” (11) i „uprawy trwałe” (12) uznaje się za jeden sposób użytkowania gruntów;
CSR
=
zasoby węgla na jednostkę powierzchni związane z referencyjnym użytkowaniem gruntów (mierzone jako masa (w tonach) zasobów węgla na jednostkę powierzchni, obejmującą zarówno glebę, jak i roślinność). Referencyjne użytkowanie gruntów oznacza użytkowanie gruntów w styczniu 2008 r. lub 20 lat przed uzyskaniem surowca, w zależności od tego, która data jest późniejsza;
CSA
=
zasoby węgla na jednostkę powierzchni związane z rzeczywistym użytkowaniem gruntów (mierzone jako masa (w tonach) zasobów węgla na jednostkę powierzchni, obejmującą zarówno glebę, jak i roślinność). W przypadkach gdy zasoby węgla gromadzą się przez okres przekraczający jeden rok, wartość CSA jest obliczana jako szacowane zasoby węgla na jednostkę powierzchni po 20 latach lub kiedy uprawy osiągną dojrzałość, w zależności od tego, co nastąpi wcześniej;
P
=
wydajność upraw (mierzona ilością energii wytwarzanej przez paliwo z biomasy na jednostkę powierzchni w jednym roku); oraz
eB
=
premia o wartości 29 gCO2eq/MJ paliwa z biomasy przyznawana, jeśli biomasa otrzymywana jest z rekultywowanych terenów zdegradowanych i spełnia warunki określone w pkt 8.
8.
Premia o wartości 29 gCO2eq/MJ jest przyznawana, jeśli występują czynniki świadczące o tym, że przedmiotowe tereny:
a)
w styczniu 2008 r. nie były wykorzystywane do działalności rolniczej lub jakiejkolwiek innej działalności; oraz
b)
są terenami poważnie zdegradowanymi, w tym wcześniej wykorzystywanymi do celów rolniczych.
Premia o wartości 29 gCO2eq/MJ ma zastosowanie przez okres nieprzekraczający 20 lat, licząc od daty przekształcenia terenów do celów rolniczych, pod warunkiem że zapewnione zostanie regularne zwiększanie ilości pierwiastka węgla oraz znaczne ograniczenie erozji w odniesieniu do terenów określonych w lit. b).
9.
Termin „tereny poważnie zdegradowane” oznacza tereny, które w dłuższym okresie zostały w dużym stopniu zasolone lub które są szczególnie mało zasobne w substancje organiczne i uległy poważnej erozji.
10.
Zgodnie z częścią C pkt 10 załącznika V do niniejszej dyrektywy jako podstawa obliczania ilości pierwiastka węgla w ziemi będzie służyć decyzja Komisji 2010/335/UE (13), zawierająca wytyczne dotyczące obliczania zasobów pierwiastka węgla w ziemi w związku z niniejszą dyrektywą, w oparciu o wydane w roku 2006 wytyczne IPCC dla inwentaryzacji krajowych emisji gazów cieplarnianych — tom 4 i zgodnie z rozporządzeniami (UE) nr 525/2013 oraz (UE) 2018/841.
11.
Emisja powstała w przetwórstwie ep obejmuje emisje spowodowane samymi procesami technologicznymi, odpadami i wyciekami; oraz produkcją chemikaliów lub produktów stosowanych w procesach technologicznych, w tym emisje CO2 odpowiadające zawartości węgla w nakładach pochodzenia kopalnego, niezależnie od tego, czy rzeczywiście zostały spalone w ramach procesu.
W obliczeniach zużycia energii elektrycznej wyprodukowanej poza zakładem produkującym paliwo stałe lub gazowe paliwo z biomasy natężenie emisji gazów cieplarnianych spowodowanej produkcją i dystrybucją tej energii elektrycznej uznaje się za równe średniemu natężeniu emisji spowodowanej produkcją i dystrybucją energii elektrycznej w określonym regionie. W drodze odstępstwa od powyższej zasady producenci mogą stosować średnią wartość w odniesieniu do energii elektrycznej produkowanej w pojedynczym zakładzie, jeśli zakład ten nie jest podłączony do sieci energetycznej.
Emisja spowodowana procesami technologicznymi obejmuje, w stosownych przypadkach, emisje z procesu suszenia produktów i materiałów pośrednich.
12.
Emisja spowodowana transportem i dystrybucją, etd, obejmuje emisje spowodowane transportem surowców oraz półproduktów, a także magazynowaniem i dystrybucją wyrobów gotowych. Niniejszy punkt nie obejmuje emisji spowodowanych przez transport i dystrybucję, które należy uwzględnić zgodnie z pkt 5.
13.
Emisję CO2 spowodowaną stosowanym paliwem, eu, uznaje się za zerową dla paliw z biomasy. Emisję gazów cieplarnianych innych niż CO2 (CH4 i N2O) pochodzącą ze stosowanego paliwa włącza się do współczynnika eu.
14.
Ograniczenie emisji dzięki wychwytywaniu CO2i jego podziemnemu składowaniu, eccs, które nie zostało uwzględnione już w ep, odnosi się wyłącznie do emisji, której uniknięto poprzez wychwytywanie i składowanie emitowanego CO2 bezpośrednio związanego z wydobyciem, transportem, przetworzeniem i dystrybucją paliwa z biomasy, o ile składowanie jest zgodne z dyrektywą 2009/31/WE.
15.
Ograniczenie emisji dzięki wychwytywaniu CO2i jego zastępowaniu, eccr, wiąże się bezpośrednio z produkcją paliwa z biomasy, której jest przypisywane, i odnosi się wyłącznie do emisji, której uniknięto poprzez wychwytywanie CO2, w którym pierwiastek węgla pochodzi z biomasy i jest stosowany w celu zastąpienia CO2 pochodzenia kopalnego w produkcji towarów i usług komercyjnych.
16.
W przypadku gdy układ kogeneracyjny – dostarczający ciepło lub energię elektryczną do procesu produkcji paliwa z biomasy, z którego pochodzą obliczane emisje – wytwarza nadwyżkę energii elektrycznej lub nadwyżkę ciepła użytkowego, emisję gazów cieplarnianych dzieli się między energię elektryczną i ciepło użytkowe na podstawie temperatury ciepła (która świadczy o użyteczności ciepła). Użytkową część ciepła oblicza się, mnożąc jego wartość energetyczną przez sprawność cyklu Carnota Ch, obliczaną w następujący sposób:
gdzie:
Th
=
temperatura, mierzona w skali bezwzględnej (Kelvina), ciepła użytkowego w miejscu wytworzenia
T0
=
temperatura otoczenia, ustalona na poziomie 273,15 K (0 oC)
Jeżeli nadwyżka ciepła jest przenoszona do ogrzewania budynków, w temperaturze poniżej 150° (423,15 K), Ch można również zdefiniować w następujący sposób:
Ch
=
sprawność cyklu Carnota w cieple w temperaturze 150 oC (423,15 K), czyli: 0,3546
Do celów tego obliczenia stosuje się rzeczywistą sprawność, zdefiniowaną jako roczna produkcja energii mechanicznej, elektrycznej i ciepła podzielona odpowiednio przez roczny nakład energii.
Do celów tych obliczeń zastosowanie mają następujące definicje:
a)
„kogeneracja” oznacza jednoczesne wytwarzanie w jednym procesie energii termicznej i energii elektrycznej lub mechanicznej;
b)
„ciepło użytkowe” oznacza ciepło wytworzone w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego zapotrzebowania na energię cieplną do celów ogrzewania lub chłodzenia;
c)
„ekonomicznie uzasadnione zapotrzebowanie” oznacza zapotrzebowanie, które nie przekracza potrzeb w zakresie ogrzewania lub chłodzenia i które w innej sytuacji zostałoby zaspokojone w warunkach rynkowych.
17.
Jeśli w procesie produkcji paliwa z biomasy równocześnie powstaje paliwo, dla którego oblicza się emisje, oraz jeden lub więcej innych produktów („produkty uboczne”), emisję gazów cieplarnianych dzieli się pomiędzy paliwo lub jego produkt pośredni i produkty uboczne proporcjonalnie do ich wartości energetycznej (określonej na podstawie wartości opałowej dolnej w przypadku produktów ubocznych innych niż energia elektryczna i ciepło). Intensywność emisji gazów cieplarnianych związanej z nadwyżką ciepła lub nadwyżką energii elektrycznej jest taka sama jak intensywność emisji gazów cieplarnianych związanej z ciepłem lub energią elektryczną wykorzystywanymi do produkcji paliwa z biomasy i jest ustalana na podstawie obliczeń intensywności emisji gazów cieplarnianych związanej ze wszystkimi nakładami i emisjami, w tym z surowcem wprowadzanym do układu kogeneracyjnego, kotła lub innego urządzenia wytwarzającego ciepło lub energię dla procesu produkcji paliwa z biomasy, i z pochodzącymi z niego emisjami CH4 i N2O. W przypadku kogeneracji energii elektrycznej i ciepła obliczeń dokonuje się zgodnie z pkt 16.
18.
W obliczeniach, o których mowa w pkt 17, emisje do podziału to, eec + e l + esca + te części e p, e td, eccs, i eccr, które mają miejsce przed fazą produkcji, w której powstaje produkt uboczny i w jej trakcie. Jeśli w odniesieniu do tych produktów ubocznych jakiekolwiek emisje przypisano do wcześniejszych faz produkcji w cyklu życia, uwzględnia się jedynie tę część emisji, którą przypisano do pośredniego produktu paliwowego w ostatniej fazie produkcji, a nie całość emisji.
W przypadku biogazu i biometanu do celów powyższych obliczeń uwzględnia się wszystkie produkty uboczne, które nie wchodzą w zakres pkt 7. Odpadom i pozostałościom nie przypisuje się emisji. W obliczeniach produkty uboczne mające negatywną wartość energetyczną uznaje się za posiadające zerową wartość energetyczną.
Odpady i pozostałości, w tym wierzchołki i gałęzie drzew, słoma, plewy, kolby i łupiny orzechów, oraz pozostałości z procesów technologicznych, w tym surowa (nierafinowana) gliceryna i wytłoczyny z trzciny cukrowej, uznaje się za materiały o zerowej emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia, aż do momentu ich zbiórki, bez względu na to, czy są przetwarzane na produkty pośrednie przed przekształceniem w produkt końcowy.
W przypadku paliw z biomasy produkowanych w rafineriach, innych niż zakłady przetwórcze w połączeniu z kotłami lub układami kogeneracyjnymi dostarczającymi ciepło lub energię elektryczną do zakładów przetwórczych, jednostką analityczną do celów obliczeń, o których mowa w pkt 17, jest rafineria.
19.
W przypadku paliw z biomasy stosowanych do produkcji energii elektrycznej w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(el) wynosi 183 gCO2eq/MJ energii elektrycznej lub 212 gCO2eq/MJ energii elektrycznej w odniesieniu do regionów najbardziej oddalonych.
W przypadku paliw z biomasy stosowanych do produkcji ciepła użytkowego, a także do celów produkcji ciepła i chłodu, w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(h) wynosi 80 gCO2eq/MJ ciepła.
W przypadku paliw z biomasy stosowanych do produkcji ciepła użytkowego, w którym można wykazać bezpośrednie fizyczne zastąpienie węgla, w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(h) wynosi 124 gCO2eq/MJ ciepła.
W przypadku paliw z biomasy stosowanych jako paliwa transportowe w obliczeniach, o których mowa w pkt 3, wartość odpowiednika kopalnego ECF(t) wynosi 94 gCO2eq/MJ.
C.   SZCZEGÓŁOWE WARTOŚCI STANDARDOWE DLA PALIW Z BIOMASY
Brykiet lub granulat drzewny
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Zrębki z pozostałości leśnych
1 – 500 km
0,0
1,6
3,0
0,4
0,0
1,9
3,6
0,5
500 – 2 500  km
0,0
1,6
5,2
0,4
0,0
1,9
6,2
0,5
2 500  – 10 000  km
0,0
1,6
10,5
0,4
0,0
1,9
12,6
0,5
powyżej 10 000  km
0,0
1,6
20,5
0,4
0,0
1,9
24,6
0,5
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus)
2 500  – 10 000  km
4,4
0,0
11,0
0,4
4,4
0,0
13,2
0,5
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem)
1 – 500 km
3,9
0,0
3,5
0,4
3,9
0,0
4,2
0,5
500 – 2 500  km
3,9
0,0
5,6
0,4
3,9
0,0
6,8
0,5
2 500  – 10 000  km
3,9
0,0
11,0
0,4
3,9
0,0
13,2
0,5
powyżej 10 000  km
3,9
0,0
21,0
0,4
3,9
0,0
25,2
0,5
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia)
1 – 500 km
2,2
0,0
3,5
0,4
2,2
0,0
4,2
0,5
500 – 2 500  km
2,2
0,0
5,6
0,4
2,2
0,0
6,8
0,5
2 500  – 10 000  km
2,2
0,0
11,0
0,4
2,2
0,0
13,2
0,5
powyżej 10 000  km
2,2
0,0
21,0
0,4
2,2
0,0
25,2
0,5
Zrębki z drewna z pni
1 – 500 km
1,1
0,3
3,0
0,4
1,1
0,4
3,6
0,5
500 – 2 500  km
1,1
0,3
5,2
0,4
1,1
0,4
6,2
0,5
2 500  – 10 000  km
1,1
0,3
10,5
0,4
1,1
0,4
12,6
0,5
powyżej 10 000  km
1,1
0,3
20,5
0,4
1,1
0,4
24,6
0,5
Zrębki z pozostałości przemysłu drzewnego
1 – 500 km
0,0
0,3
3,0
0,4
0,0
0,4
3,6
0,5
500 – 2 500  km
0,0
0,3
5,2
0,4
0,0
0,4
6,2
0,5
2 500  – 10 000  km
0,0
0,3
10,5
0,4
0,0
0,4
12,6
0,5
powyżej 10 000  km
0,0
0,3
20,5
0,4
0,0
0,4
24,6
0,5
Brykiet lub granulat drzewny
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport i dystrybucja
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport i dystrybucja
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 1)
1 – 500 km
0,0
25,8
2,9
0,3
0,0
30,9
3,5
0,3
500 – 2 500  km
0,0
25,8
2,8
0,3
0,0
30,9
3,3
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
25,8
4,3
0,3
0,0
30,9
5,2
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
25,8
7,9
0,3
0,0
30,9
9,5
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 2a)
1 – 500 km
0,0
12,5
3,0
0,3
0,0
15,0
3,6
0,3
500 – 2 500  km
0,0
12,5
2,9
0,3
0,0
15,0
3,5
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
12,5
4,4
0,3
0,0
15,0
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
12,5
8,1
0,3
0,0
15,0
9,8
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 3a)
1 – 500 km
0,0
2,4
3,0
0,3
0,0
2,8
3,6.
0,3
500 – 2 500  km
0,0
2,4
2,9
0,3
0,0
2,8
3,5
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
2,4
4,4
0,3
0,0
2,8
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
2,4
8,2
0,3
0,0
2,8
9,8
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(eukaliptus – przypadek 1)
2 500  – 10 000  km
3,9
24,5
4,3
0,3
3,9
29,4
5,2
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(eukaliptus – przypadek 2a)
2 500  – 10 000  km
5,0
10,6
4,4
0,3
5,0
12,7
5,3
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(eukaliptus – przypadek 3a)
2 500  – 10 000  km
5,3
0,3
4,4
0,3
5,3
0,4
5,3
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – z nawożeniem – przypadek 1)
1 – 500 km
3,4
24,5
2,9
0,3
3,4
29,4
3,5
0,3
500 – 10 000  km
3,4
24,5
4,3
0,3
3,4
29,4
5,2
0,3
powyżej 10 000  km
3,4
24,5
7,9
0,3
3,4
29,4
9,5
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – z nawożeniem – przypadek 2a)
1 – 500 km
4,4
10,6
3,0
0,3
4,4
12,7
3,6
0,3
500 – 10 000  km
4,4
10,6
4,4
0,3
4,4
12,7
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
4,4
10,6
8,1
0,3
4,4
12,7
9,8
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – z nawożeniem – przypadek 3a)
1 – 500 km
4,6
0,3
3,0
0,3
4,6
0,4
3,6
0,3
500 – 10 000  km
4,6
0,3
4,4
0,3
4,6
0,4
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
4,6
0,3
8,2
0,3
4,6
0,4
9,8
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – bez nawożenia – przypadek 1)
1 – 500 km
2,0
24,5
2,9
0,3
2,0
29,4
3,5
0,3
500 – 2 500  km
2,0
24,5
4,3
0,3
2,0
29,4
5,2
0,3
2 500  – 10 000  km
2,0
24,5
7,9
0,3
2,0
29,4
9,5
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – bez nawożenia – przypadek 2a)
1 – 500 km
2,5
10,6
3,0
0,3
2,5
12,7
3,6
0,3
500 – 10 000  km
2,5
10,6
4,4
0,3
2,5
12,7
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
2,5
10,6
8,1
0,3
2,5
12,7
9,8
0,3
Brykiet drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji
(topola – bez nawożenia – przypadek 3a)
1 – 500 km
2,6
0,3
3,0
0,3
2,6
0,4
3,6
0,3
500 – 10 000  km
2,6
0,3
4,4
0,3
2,6
0,4
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
2,6
0,3
8,2
0,3
2,6
0,4
9,8
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 1)
1 – 500 km
1,1
24,8
2,9
0,3
1,1
29,8
3,5
0,3
500 – 2 500  km
1,1
24,8
2,8
0,3
1,1
29,8
3,3
0,3
2 500  – 10 000  km
1,1
24,8
4,3
0,3
1,1
29,8
5,2
0,3
powyżej 10 000  km
1,1
24,8
7,9
0,3
1,1
29,8
9,5
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 2a)
1 – 500 km
1,4
11,0
3,0
0,3
1,4
13,2
3,6
0,3
500 – 2 500  km
1,4
11,0
2,9
0,3
1,4
13,2
3,5
0,3
2 500  – 10 000  km
1,4
11,0
4,4
0,3
1,4
13,2
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
1,4
11,0
8,1
0,3
1,4
13,2
9,8
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 3a)
1 – 500 km
1,4
0,8
3,0
0,3
1,4
0,9
3,6
0,3
500 – 2 500  km
1,4
0,8
2,9
0,3
1,4
0,9
3,5
0,3
2 500  – 10 000  km
1,4
0,8
4,4
0,3
1,4
0,9
5,3
0,3
powyżej 10 000  km
1,4
0,8
8,2
0,3
1,4
0,9
9,8
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 1)
1 – 500 km
0,0
14,3
2,8
0,3
0,0
17,2
3,3
0,3
500 – 2 500  km
0,0
14,3
2,7
0,3
0,0
17,2
3,2
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
14,3
4,2
0,3
0,0
17,2
5,0
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
14,3
7,7
0,3
0,0
17,2
9,2
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 2a)
1 – 500 km
0,0
6,0
2,8
0,3
0,0
7,2
3,4
0,3
500 – 2 500  km
0,0
6,0
2,7
0,3
0,0
7,2
3,3
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
6,0
4,2
0,3
0,0
7,2
5,1
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
6,0
7,8
0,3
0,0
7,2
9,3
0,3
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 3a)
1 – 500 km
0,0
0,2
2,8
0,3
0,0
0,3
3,4
0,3
500 – 2 500  km
0,0
0,2
2,7
0,3
0,0
0,3
3,3
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
0,2
4,2
0,3
0,0
0,3
5,1
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
0,2
7,8
0,3
0,0
0,3
9,3
0,3
Rolnicze ścieżki produkcji
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa (gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa (gCO2eq/MJ)
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport i dystrybucja
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Uprawa
Procesy technologiczne
Transport i dystrybucja
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Pozostałości rolnicze o gęstości <0,2 t/m3
1 – 500 km
0,0
0,9
2,6
0,2
0,0
1,1
3,1
0,3
500 – 2 500  km
0,0
0,9
6,5
0,2
0,0
1,1
7,8
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
0,9
14,2
0,2
0,0
1,1
17,0
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
0,9
28,3
0,2
0,0
1,1
34,0
0,3
Pozostałości rolnicze o gęstości > 0,2 t/m3
1 – 500 km
0,0
0,9
2,6
0,2
0,0
1,1
3,1
0,3
500 – 2 500  km
0,0
0,9
3,6
0,2
0,0
1,1
4,4
0,3
2 500  – 10 000  km
0,0
0,9
7,1
0,2
0,0
1,1
8,5
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
0,9
13,6
0,2
0,0
1,1
16,3
0,3
Pelety ze słomy
1 – 500 km
0,0
5,0
3,0
0,2
0,0
6,0
3,6
0,3
500 – 10 000  km
0,0
5,0
4,6
0,2
0,0
6,0
5,5
0,3
powyżej 10 000  km
0,0
5,0
8,3
0,2
0,0
6,0
10,0
0,3
Brykiety z wytłoczyn z trzciny cukrowej
500 – 10 000  km
0,0
0,3
4,3
0,4
0,0
0,4
5,2
0,5
powyżej 10 000  km
0,0
0,3
8,0
0,4
0,0
0,4
9,5
0,5
Śruta poekstrakcyjna palmowa
powyżej 10 000  km
21,6
21,1
11,2
0,2
21,6
25,4
13,5
0,3
Śruta poekstrakcyjna palmowa (zerowe emisje CH4 z olejarni)
powyżej 10 000  km
21,6
3,5
11,2
0,2
21,6
4,2
13,5
0,3
Szczegółowe wartości standardowe dla biogazu do produkcji energii elektrycznej
System produkcji paliwa z biomasy
Technologia
WARTOŚĆ TYPOWA [gCO2eq/MJ]
WARTOŚĆ STANDARDOWA [gCO2eq/MJ]
Uprawa
Procesy technologiczne
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Transport
Jednostki z tytułu stosowania obornika
Uprawa
Procesy technologiczne
Emisja gazów innych niż CO2 spowodowana stosowanym paliwem
Transport
Jednostki z tytułu stosowania obornika
Mokry obornik (14)
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
69,6
8,9
0,8
– 107,3
0,0
97,4
12,5
0,8
– 107,3
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
0,0
8,9
0,8
– 97,6
0,0
0,0
12,5
0,8
– 97,6
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
74,1
8,9
0,8
– 107,3
0,0
103,7
12,5
0,8
– 107,3
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
4,2
8,9
0,8
– 97,6
0,0
5,9
12,5
0,8
– 97,6
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
83,2
8,9
0,9
– 120,7
0,0
116,4
12,5
0,9
– 120,7
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
4,6
8,9
0,8
– 108,5
0,0
6,4
12,5
0,8
– 108,5
Kukurydza – cała roślina (15)
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
15,6
13,5
8,9
0,0 (16)
—
15,6
18,9
12,5
0,0
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
15,2
0,0
8,9
0,0
—
15,2
0,0
12,5
0,0
—
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
15,6
18,8
8,9
0,0
—
15,6
26,3
12,5
0,0
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
15,2
5,2
8,9
0,0
—
15,2
7,2
12,5
0,0
—
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
17,5
21,0
8,9
0,0
—
17,5
29,3
12,5
0,0
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
17,1
5,7
8,9
0,0
—
17,1
7,9
12,5
0,0
—
Bioodpady
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
21,8
8,9
0,5
—
0,0
30,6
12,5
0,5
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
0,0
8,9
0,5
—
0,0
0,0
12,5
0,5
—
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
27,9
8,9
0,5
—
0,0
39,0
12,5
0,5
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
5,9
8,9
0,5
—
0,0
8,3
12,5
0,5
—
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
0,0
31,2
8,9
0,5
—
0,0
43,7
12,5
0,5
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0,0
6,5
8,9
0,5
—
0,0
9,1
12,5
0,5
—
Szczegółowe wartości standardowe dla biometanu
System produkcji biometanu
Wariant technologiczny
WARTOSĆ TYPOWA [gCO2eq/MJ]
WARTOŚĆ STANDARDOWA [gCO2eq/MJ]
Uprawa
Procesy technologiczne
Uzdatnianie
Transport
Sprężanie na stacjach paliw
Jednostki z tytułu stosowania obornika
Uprawa
Procesy technologiczne
Uzdatnianie
Transport
Sprężanie na stacjach paliw
Jednostki z tytułu stosowania obornika
Mokry obornik
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
0,0
84,2
19,5
1,0
3,3
– 124,4
0,0
117,9
27,3
1,0
4,6
– 124,4
ze spalaniem gazów odlotowych
0,0
84,2
4,5
1,0
3,3
– 124,4
0,0
117,9
6,3
1,0
4,6
– 124,4
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
0,0
3,2
19,5
0,9
3,3
– 111,9
0,0
4,4
27,3
0,9
4,6
– 111,9
ze spalaniem gazów odlotowych
0,0
3,2
4,5
0,9
3,3
– 111,9
0,0
4,4
6,3
0,9
4,6
– 111,9
Kukurydza – cała roślina
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
18,1
20,1
19,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
27,3
0,0
4,6
—
ze spalaniem gazów odlotowych
18,1
20,1
4,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
6,3
0,0
4,6
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
17,6
4,3
19,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
27,3
0,0
4,6
—
ze spalaniem gazów odlotowych
17,6
4,3
4,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
6,3
0,0
4,6
—
Bioodpady
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
0,0
30,6
19,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
27,3
0,6
4,6
—
ze spalaniem gazów odlotowych
0,0
30,6
4,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
6,3
0,6
4,6
—
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
bez spalania gazów odlotowych
0,0
5,1
19,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
27,3
0,5
4,6
—
ze spalaniem gazów odlotowych
0,0
5,1
4,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
6,3
0,5
4,6
—
D.   CAŁKOWITE WARTOŚCI TYPOWE I STANDARDOWE DLA ŚCIEŻEK PRODUKCJI PALIW Z BIOMASY
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa (gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa (gCO2eq/MJ)
Zrębki z pozostałości leśnych
1 – 500 km
5
6
500 – 2 500  km
7
9
2 500  – 10 000  km
12
15
powyżej 10 000  km
22
27
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus)
2 500  – 10 000  km
16
18
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem)
1 – 500 km
8
9
500 – 2 500  km
10
11
2 500  – 10 000  km
15
18
powyżej 10 000  km
25
30
Zrębki z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia)
1 – 500 km
6
7
500 – 2 500  km
8
10
2 500  – 10 000  km
14
16
powyżej 10 000  km
24
28
Zrębki z drewna z pni
1 – 500 km
5
6
500 – 2 500  km
7
8
2 500  – 10 000  km
12
15
powyżej 10 000  km
22
27
Zrębki z pozostałości przemysłowych
1 – 500 km
4
5
500 – 2 500  km
6
7
2 500  – 10 000  km
11
13
powyżej 10 000  km
21
25
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 1)
1 – 500 km
29
35
500 – 2 500  km
29
35
2 500  – 10 000  km
30
36
powyżej 10 000  km
34
41
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 2a)
1 – 500 km
16
19
500 – 2 500  km
16
19
2 500  – 10 000  km
17
21
powyżej 10 000  km
21
25
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości leśnych (przypadek 3a)
1 – 500 km
6
7
500 – 2 500  km
6
7
2 500  – 10 000  km
7
8
powyżej 10 000  km
11
13
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus – przypadek 1)
2 500  – 10 000  km
33
39
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus – przypadek 2a)
2 500  – 10 000  km
20
23
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (eukaliptus – przypadek 3a)
2 500  – 10 000  km
10
11
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem – przypadek 1)
1 – 500 km
31
37
500 – 10 000  km
32
38
powyżej 10 000  km
36
43
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem – przypadek 2a)
1 – 500 km
18
21
500 – 10 000  km
20
23
powyżej 10 000  km
23
27
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – z nawożeniem – przypadek 3a)
1 – 500 km
8
9
500 – 10 000  km
10
11
powyżej 10 000  km
13
15
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia – przypadek 1)
1 – 500 km
30
35
500 – 10 000  km
31
37
powyżej 10 000  km
35
41
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia – przypadek 2a)
1 – 500 km
16
19
500 – 10 000  km
18
21
powyżej 10 000  km
21
25
Brykiet lub granulat drzewny z zagajnika o krótkiej rotacji (topola – bez nawożenia – przypadek 3a)
1 – 500 km
6
7
500 – 10 000  km
8
9
powyżej 10 000  km
11
13
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 1)
1 – 500 km
29
35
500 – 2 500  km
29
34
2 500  – 10 000  km
30
36
powyżej 10 000  km
34
41
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 2a)
1 – 500 km
16
18
500 – 2 500  km
15
18
2 500  – 10 000  km
17
20
powyżej 10 000  km
21
25
Brykiet lub granulat drzewny z drewna z pni (przypadek 3a)
1 – 500 km
5
6
500 – 2 500  km
5
6
2 500  – 10 000  km
7
8
powyżej 10 000  km
11
12
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 1)
1 – 500 km
17
21
500 – 2 500  km
17
21
2 500  – 10 000  km
19
23
powyżej 10 000  km
22
27
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 2a)
1 – 500 km
9
11
500 – 2 500  km
9
11
2 500  – 10 000  km
10
13
powyżej 10 000  km
14
17
Brykiet lub granulat drzewny z pozostałości przemysłu drzewnego (przypadek 3a)
1 – 500 km
3
4
500 – 2 500  km
3
4
2 500  – 10 000  km
5
6
powyżej 10 000  km
8
10
Przypadek 1 odnosi się do procesów, w których ciepło technologiczne do granulatora dostarcza kocioł na gaz ziemny. Energia elektryczna do procesów technologicznych jest nabywana z sieci.
Przypadek 2a odnosi się do procesów, w których ciepło technologiczne do granulatora dostarcza kocioł opalany zrębkami. Energia elektryczna do procesów technologicznych jest nabywana z sieci.
Przypadek 3a odnosi się do procesów, w których ciepło i energię elektryczną do granulatora dostarcza CHP zasilane zrębkami.
System produkcji paliwa z biomasy
Odległość transportu
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa (gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa (gCO2eq/MJ)
Pozostałości rolnicze o gęstości <0,2 t/m3
 (17)
1 – 500 km
4
4
500 – 2 500  km
8
9
2 500  – 10 000  km
15
18
powyżej 10 000  km
29
35
Pozostałości rolnicze o gęstości > 0,2 t/m3
 (18)
1 – 500 km
4
4
500 – 2 500  km
5
6
2 500  – 10 000  km
8
10
powyżej 10 000  km
15
18
Pelety ze słomy
1 – 500 km
8
10
500 – 10 000  km
10
12
powyżej 10 000  km
14
16
Brykiety z wytłoczyn z trzciny cukrowej
500 – 10 000  km
5
6
powyżej 10 000  km
9
10
Śruta poekstrakcyjna palmowa
powyżej 10 000  km
54
61
Śruta poekstrakcyjna palmowa (zerowe emisje CH4 z olejarni)
powyżej 10 000  km
37
40
Wartości typowe i standardowe – biogaz do produkcji energii elektrycznej
System produkcji biogazu
Wariant technologiczny
Wartość typowa
Wartość standardowa
Emisja gazów cieplarnianych
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych
(gCO2eq/MJ)
Biogaz z mokrego obornika do produkcji energii elektrycznej
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku (19)
– 28
3
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku (20)
– 88
– 84
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
– 23
10
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
– 84
– 78
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
– 28
9
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
– 94
– 89
Biogaz z kukurydzy (cała roślina) do produkcji energii elektrycznej
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
38
47
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
24
28
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
43
54
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
29
35
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
47
59
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
32
38
Biogaz z bioodpadów do produkcji energii elektrycznej
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
31
44
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
9
13
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
37
52
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
15
21
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
41
57
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
16
22
Wartości typowe i standardowe dla biometanu
System produkcji biometanu
Wariant technologiczny
Emisja gazów cieplarnianych- wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych- wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
Biometan z mokrego obornika
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych (21)
– 20
22
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych (22)
– 35
1
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
– 88
– 79
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
– 103
– 100
Biometan z kukurydzy (cała roślina)
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
58
73
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
43
52
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
41
51
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
26
30
Biometan z bioodpadów
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
51
71
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
36
50
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
25
35
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
10
14
Wartości typowe i standardowe – biogaz do produkcji energii elektrycznej – mieszanki obornika i kukurydzy: emisja gazów cieplarnianych (proporcje podane na podstawie świeżej masy)
System produkcji biogazu
Wariant technologiczny
Emisja gazów cieplarnianych – wartość typowa
(gCO2eq/MJ)
Emisja gazów cieplarnianych – wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
Obornik – kukurydza
80 % – 20 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
17
33
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
– 12
– 9
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
22
40
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
– 7
– 2
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
23
43
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
– 9
– 4
Obornik – kukurydza
70 % – 30 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
24
37
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
0
3
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
29
45
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
4
10
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
31
48
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
4
10
Obornik – kukurydza
60 % – 40 %
Przypadek 1
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
28
40
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
7
11
Przypadek 2
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
33
47
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
12
18
Przypadek 3
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku
36
52
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku
12
18
Uwagi
Przypadek 1 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energię elektryczną i ciepło potrzebne do procesu dostarcza turbina elektrociepłowni.
Przypadek 2 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energia elektryczna potrzebna do procesu jest pobierana z sieci, a ciepło technologiczne dostarcza turbina elektrociepłowni. W niektórych państwach członkowskich operatorzy nie są upoważnieni do zgłaszania produkcji brutto przy ubieganiu się o dotacje i przypadek 1 stanowi bardziej prawdopodobną konfigurację.
Przypadek 3 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energia elektryczna potrzebna do procesu jest pobierana z sieci, a ciepło technologiczne dostarcza kocioł na biogaz. Ten przypadek odnosi się do niektórych instalacji, w których turbina elektrociepłowni nie znajduje się na miejscu i biogaz jest sprzedawany (lecz nie uzdatniany w celu uzyskania biometanu).
Wartości typowe i standardowe – biometan – mieszanki obornika i kukurydzy: emisja gazów cieplarnianych (proporcje podane na podstawie świeżej masy)
System produkcji biometanu
Wariant technologiczny
Wartość typowa
Wartość standardowa
(gCO2eq/MJ)
(gCO2eq/MJ)
Obornik – kukurydza
80 % – 20 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
32
57
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
17
36
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
– 1
9
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
– 16
– 12
Obornik – kukurydza
70 % – 30 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
41
62
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
26
41
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
13
22
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
-2
1
Obornik – kukurydza
60 % – 40 %
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
46
66
Produkt pofermentacyjny w otwartym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
31
45
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, bez spalania gazów odlotowych
22
31
Produkt pofermentacyjny w zamkniętym zbiorniku, ze spalaniem gazów odlotowych
7
10
Jeżeli biometan jest stosowany jako biometan sprężony jako paliwo transportowe, do wartości typowych należy dodać wartość 3,3 gCO2eq/MJ biometanu, a do wartości standardowych należy dodać wartość 4, 6 gCO2eq/MJ biometanu.
(*1)  Przypadek 1 odnosi się do procesów, w których ciepło technologiczne do granulatora dostarcza kocioł na gaz ziemny. Energia elektryczna do granulatora pochodzi z sieci.
Przypadek 2 odnosi się do procesów, w których ciepło technologiczne dostarcza kocioł na zrębki drzewne zasilany wstępnie osuszonymi zrębkami. Energia elektryczna do granulatora pochodzi z sieci.
Przypadek 3a odnosi się do procesów, w których energię elektryczną i ciepło do granulatora dostarcza CHP zasilane wstępnie osuszonymi zrębkami.
(*2)  Ta grupa materiałów obejmuje pozostałości rolnicze o niskiej gęstości objętościowej i w jej skład wchodzą takie materiały jak: kostki słomy, łuski owsiane, łuska ryżowa i wytłoczyny z trzciny cukrowej w belach (wykaz niepełny).
(*3)  Grupa pozostałości rolniczych o większej gęstości objętościowej obejmuje takie materiały jak: kolby kukurydzy.
(*4)  Przypadek 1 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energię elektryczną i ciepło potrzebne do procesu dostarcza turbina elektrociepłowni.
Przypadek 2 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energia elektryczna potrzebna do procesu jest pobierana z sieci, a ciepło technologiczne dostarcza turbina elektrociepłowni. W niektórych państwach członkowskich operatorzy nie są upoważnieni do zgłaszania produkcji brutto przy ubieganiu się o dotacje i przypadek 1 stanowi bardziej prawdopodobną konfigurację.
Przypadek 3 odnosi się do ścieżek produkcji, w których energia elektryczna potrzebna do procesu jest pobierana z sieci, a ciepło technologiczne dostarcza kocioł na biogaz. Ten przypadek odnosi się do niektórych instalacji, w których turbina elektrociepłowni nie znajduje się na miejscu i biogaz jest sprzedawany (lecz nie uzdatniany w celu uzyskania biometanu).
(1)  Wartości dla produkcji biogazu z obornika obejmują emisje ujemne w przypadku ograniczenia emisji związanego z obróbką surowego obornika. Wartość esca uznaje się za równą -45 gCO2eq/MJ obornika użytego do fermentacji beztlenowej.
(2)  Składowanie produktu pofermentacyjnego w otwartych zbiornikach powoduje dodatkowe emisje CH4 i N2O. Wielkość tych emisji zmienia się w zależności od warunków pogodowych, rodzajów podłoża i wydajności fermentacji.
(3)  Składowanie w zamkniętym zbiorniku oznacza, że produkt będący rezultatem procesu fermentacji jest składowany w gazoszczelnym zbiorniku, a dodatkowy biogaz uwalniany podczas składowania uznaje się za odzyskany do celów produkcji dodatkowej energii elektrycznej lub biometanu. Proces ten nie wiąże się z emisją gazów cieplarnianych.
(4)  Termin „kukurydza – cała roślina” oznacza kukurydzę pastewną zakiszoną w celu konserwacji.
(*5)  Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w przypadku biometanu odnosi się tylko do sprężonego biometanu w porównaniu z odpowiednikiem kopalnym w transporcie wynoszącym 94 gCO2 eq/MJ
(*6)  Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w przypadku biometanu odnosi się tylko do sprężonego biometanu w porównaniu z odpowiednikiem kopalnym w transporcie wynoszącym 94 gCO2eq/MJ.
(5)  Kategoria ta obejmuje następujące kategorie technologii uzdatniania biogazu w celu uzyskania biometanu: adsorpcja zmiennociśnieniowa (Pressure Swing Adsorption – PSA), płukanie wodne (Pressure Water Scrubbing – PWS), separacja membranowa, kriogeniczna i fizyczna. Obejmuje ona emisję 0,03 MJ CH4 /MJ biometan wynikającą z emisji metanu w gazach odlotowych.
(6)  Kategoria ta obejmuje następujące kategorie technologii uzdatniania biogazu w celu uzyskania biometanu: płukanie wodne (PWS), jeżeli woda pochodzi z recyklingu, adsorpcję zmiennociśnieniową (PSA), separację chemiczną, separację fizyczną, separację membranową i kriogeniczną. W tej kategorii nie bierze się pod uwagę emisji (jeżeli w gazach odlotowych obecny jest metan, ulega on spalaniu).
(7)  Do chłodzenia (powietrza lub wody) za pomocą agregatów absorpcyjnych wykorzystywane jest ciepło lub ciepło odpadowe. Dlatego należy obliczać wyłącznie emisje związane z energią cieplną produkowaną na MJ ciepła, bez względu na to, czy rzeczywistym końcowym zastosowaniem tej energii jest ogrzewanie czy chłodzenie za pomocą agregatów absorpcyjnych.
(8)  Wzór służący do obliczenia emisji gazów cieplarnianych spowodowanych wydobyciem lub uprawą surowców eec opisuje przypadki, w których dany surowiec jest przekształcany w biopaliwa w jednym etapie. W przypadku bardziej złożonych łańcuchów dostaw do obliczania emisji gazów cieplarnianych spowodowanych wydobyciem lub uprawą surowców eec potrzebne są dostosowania dla produktów pośrednich.
(9)  Pomiary ilości pierwiastka węgla w glebie mogą stanowić taki dowód, np. przez pierwszy pomiar przed uprawą i kolejne pomiary w regularnych odstępach co kilka lat. W takim przypadku, zanim dostępny będzie drugi pomiar, wzrost ilości pierwiastka węgla w glebie szacowany byłby na podstawie reprezentatywnych eksperymentów lub modeli gleby. Od drugiego pomiaru pomiary stanowiłyby podstawę stwierdzenia faktu wzrostu ilości pierwiastka węgla w glebie i wielkości tego wzrostu.
(10)  Współczynnik otrzymany przez podzielenie masy molowej CO2 (44,010 g/mol) przez masę molową węgla (12,011 g/mol) wynosi 3,664.
(11)  Grunty uprawne zgodnie z definicją IPCC.
(12)  Uprawy wieloletnie definiuje się jako uprawy wieloletnie z łodygami zwykle niepodlegającymi corocznym zbiorom, takie jak zagajnik o krótkiej rotacji i uprawy palmy olejowej.
(13)  Decyzja Komisji 2010/335/UE z dnia 10 czerwca 2010 r. w sprawie wytycznych dotyczących obliczania zasobów węgla w ziemi do celów załącznika V do dyrektywy 2009/28/WE (Dz.U. L 151 z 17.6.2010, s. 19).
(14)  Wartości dla produkcji biogazu z obornika obejmują emisje ujemne w przypadku ograniczenia emisji związanego z obróbką surowego obornika. Wartość esca uznaje się za równą -45 gCO2eq/MJ obornika użytego do fermentacji beztlenowej.
(15)  Termin „kukurydza – cała roślina” oznacza kukurydzę pastewną zakiszoną w celu konserwacji.
(16)  Transport surowców rolnych do zakładu przetwórczego jest, zgodnie z metodyką określoną w sprawozdaniu Komisji z dnia 25 lutego 2010 r. dotyczącym wymagań w odniesieniu do zrównoważonego zastosowania biomasy stałej i gazowej do celów produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu, uwzględniony w wartości „uprawy”. Wartość dla transportu dla kiszonki z kukurydzy odpowiada za 0,4 gCO2eq/MJ biogazu.
(17)  Ta grupa materiałów obejmuje pozostałości rolnicze o niskiej gęstości objętościowej i w jej skład wchodzą takie materiały jak: kostki słomy, łuski owsiane, łuska ryżowa i wytłoczyny z trzciny cukrowej w belach (wykaz niepełny).
(18)  Grupa pozostałości rolniczych o większej gęstości objętościowej obejmuje takie materiały jak: kolby kukurydzy, łupiny orzechów, strąki soi, łupiny ziaren palmowych (wykaz niepełny).
(19)  Składowanie produktu pofermentacyjnego w otwartych zbiornikach powoduje dodatkowe emisje metanu, których wielkość zmienia się w zależności od warunków pogodowych, rodzajów podłoża i wydajności fermentacji. W niniejszych wyliczeniach ich wielkości uznaje się za równe 0,05 MJ CH4 / MJ biogaz dla obornika, 0,035 MJ CH4 / MJ biogaz dla kukurydzy i 0,01 MJ CH4 / MJ biogaz dla bioodpadów.
(20)  Składowanie w zamkniętym zbiorniku oznacza, że produkt będący rezultatem procesu fermentacji jest składowany w gazoszczelnym zbiorniku, a dodatkowy biogaz uwalniany podczas składowania uznaje się za odzyskany do celów produkcji dodatkowej energii elektrycznej lub biometanu.
(21)  Kategoria ta obejmuje następujące kategorie technologii uzdatniania biogazu w celu uzyskania biometanu: adsorpcja zmiennociśnieniowa (Pressure Swing Adsorption – PSA), płukanie wodne (Pressure Water Scrubbing – PWS), separacja membranowa, kriogeniczna i fizyczna. Obejmuje ona emisję 0,03 MJ CH4 /MJ biometan wynikającą z emisji metanu w gazach odlotowych.
(22)  Kategoria ta obejmuje następujące kategorie technologii uzdatniania biogazu w celu uzyskania biometanu: płukanie wodne (PWS), jeżeli woda pochodzi z recyklingu, adsorpcję zmiennociśnieniową (PSA), separację chemiczną, separację fizyczną, separację membranową i kriogeniczną. W tej kategorii nie bierze się pod uwagę emisji (jeżeli w gazach odlotowych obecny jest metan, ulega on spalaniu).
ZAŁĄCZNIK VII
ROZLICZANIE ENERGII Z POMP CIEPLNYCH
Ilość energii aerotermalnej, geotermalnej i hydrotermalnej wychwyconej przez pompy ciepła uznawanej za energię ze źródeł odnawialnych dla celów niniejszej dyrektywy, ERES, oblicza się zgodnie z następującym wzorem:
ERES = Qusable * (1 – 1/SPF)
gdzie:
—
=
Qusable
=
szacunkowe całkowite użyteczne ciepło pochodzące z pomp ciepła, spełniające kryteria, o których mowa w art. 7 ust. 4, wdrożone w następujący sposób: bierze się pod uwagę jedynie pompy ciepła, dla których SPF > 1,15 * 1/η,
—
=
SPF
=
szacunkowy przeciętny współczynnik wydajności sezonowej dla tych pomp ciepła,
—
=
η
=
stosunek pomiędzy całkowitą produkcją energii elektrycznej brutto i pierwotnym zużyciem energii dla produkcji energii elektrycznej, obliczany jako średnia UE oparta na danych Eurostat.
ZAŁĄCZNIK VIII
CZĘŚĆ A.   TYMCZASOWE SZACOWANE EMISJE SUROWCÓW DLA BIOPALIW, BIOPŁYNÓW I PALIW Z BIOMASY WYNIKAJĄCE Z POŚREDNIEJ ZMIANY UŻYTKOWANIA GRUNTÓW (gCO2eq/MJ) (1)
Grupa surowców
Średnia (2)
Zakres między percentylami uzyskany z analizy wrażliwości (3)
Zboża i inne rośliny wysokoskrobiowe
12
8 – 16 km
Rośliny cukrowe
13
4 – 17 km
Rośliny oleiste
55
33 – 66 km
CZĘŚĆ B.   BIOPALIWA, BIOPŁYNY I PALIWA Z BIOMASY, W PRZYPADKU KTÓRYCH SZACOWANE EMISJE WYNIKAJĄCE Z POŚREDNIEJ ZMIANY UŻYTKOWANIA GRUNTÓW SĄ UZNAWANE ZA ZEROWE
W przypadku biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy produkowanych z następujących kategorii surowców uznaje się, że ich szacowane emisje wynikające z pośredniej zmiany użytkowania gruntów wynoszą zero:
1)
surowce niewymienione w części A niniejszego załącznika;
2)
surowce, których produkcja prowadzi do bezpośredniej zmiany użytkowania gruntów, tj. zmiany jednej z następujących klas pokrycia terenu stosowanych przez IPCC: grunty leśne, użytki zielone, tereny podmokłe, grunty zabudowane lub inne grunty, na klasę gruntów uprawnych lub upraw wieloletnich (4). W takim przypadku wartość emisji wynikającej z bezpośredniej zmiany użytkowania gruntów (el) należy obliczać zgodnie z załącznikiem V część C pkt 7.
(1)  Przedstawione tu średnie wartości stanowią średnią ważoną indywidualnie modelowanych wartości dotyczących surowców. Wielkość wartości w załączniku podlega szeregowi założeń (odnoszących się np. do postępowania z produktami ubocznymi, kształtowania się plonów, zasobów węgla i przemieszczania produkcji innych towarów itd.) stosowanych w modelach ekonomicznych opracowanych w celu oszacowania tych emisji. Mimo że, w związku z powyższym, dokładne scharakteryzowanie zakresu niepewności wiążącego się z takimi szacowanymi wielkościami nie jest możliwe, przeprowadzono analizę metodą Monte Carlo, czyli analizę wrażliwości tych rezultatów w oparciu o przypadkową zmienność głównych parametrów.
(2)  Przedstawione tu średnie wartości stanowią średnią ważoną indywidualnie modelowanych wartości dotyczących surowców.
(3)  Przedstawiony tu zakres oddaje 90 % wyników przy użyciu wartości 5. i 95. percentyla wynikających z analizy. Percentyl 5. oznacza wartość, poniżej której stwierdzono 5 % obserwacji (tj. 5 % łącznych danych wykazało wyniki poniżej 8, 4 i 33 gCO2eq/MJ). Percentyl 95. oznacza wartość, poniżej której stwierdzono 95 % obserwacji (tj. 5 % łącznych danych wykazało wyniki powyżej 16, 17 i 66 gCO2eq/MJ).
(4)  Uprawy wieloletnie definiuje się jako uprawy wieloletnie z łodygami zwykle niepodlegającymi corocznym zbiorom, takie jak zagajnik o krótkiej rotacji i uprawy palmy olejowej.
ZAŁĄCZNIK IX
Część A. Surowce do produkcji biogazu dla transportu i zaawansowanych biopaliw, których wkład w udziały minimalne, o którym mowa w art. 25 ust. 1 akapity pierwszy i czwarty, może być uznany za równoważony dwukrotności ich wartości energetycznej
a)
Algi, jeżeli są hodowane na lądzie, w stawach lub w fotobioreaktorach;
b)
Frakcja biomasy zmieszanych odpadów komunalnych, ale nie segregowanych odpadów z gospodarstw domowych, z zastrzeżeniem celów recyklingu na mocy art. 11 ust. 2 lit. a) dyrektywy 2008/98/WE;
c)
Bioodpady, zgodnie z definicją w art. 3 pkt 4 dyrektywy 2008/98/WE, z gospodarstw domowych podlegające selektywnej zbiórce zgodnie z definicją w art. 3 pkt 11 tej dyrektywy;
d)
Frakcja biomasy odpadów przemysłowych, nienadająca się do wykorzystania w łańcuchu żywnościowym ludzi i zwierząt, w tym materiał z detalu i hurtu oraz z przemysłu rolno-spożywczego, rybołówstwa i akwakultury, z wyłączeniem surowców wymienionych w części B niniejszego załącznika;
e)
Słoma;
f)
Obornik i osad ściekowy;
g)
Ścieki z zakładów wytłaczania oleju palmowego i puste wiązki owoców palmy;
h)
Słoma oleju talowego;
i)
Surowa gliceryna;
j)
Wytłoczyny z trzciny cukrowej;
k)
Wytłoki z winogron i osad winny z drożdży;
l)
Łupiny orzechów;
m)
Łuski nasion;
n)
Kolby oczyszczone z ziaren kukurydzy;
o)
Frakcja biomasy odpadów i pozostałości z leśnictwa i gałęzi przemysłu opartych na leśnictwie, np. kora, gałęzie, trzebież, liście, igły, wierzchołki drzew, trociny, strużyny, ług czarny, melasa, osad włóknisty, lignina i olej talowy;
p)
Inny niespożywczy materiał celulozowy;
q)
Inny materiał lignocelulozowy z wyjątkiem kłód tartacznych i kłód skrawanych.
Część B. Surowce do produkcji biopaliw i biogazu dla transportu, których wkład w udziały minimalne, określony w art. 25 ust. 1 akapit pierwszy, jest ograniczony i może być uznany za równoważny dwukrotności ich wartości energetycznej
a)
Zużyty olej kuchenny;
b)
Tłuszcze zwierzęce sklasyfikowane w kategoriach 1 i 2 zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1069/2009.
ZAŁĄCZNIK X
CZĘŚĆ A
Uchylona dyrektywa i wykaz jej kolejnych zmian (o których mowa w art. 37)
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE
(Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16)
Dyrektywa Rady 2013/18/UE
(Dz.U. L 158 z 10.6.2013, s. 230)
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1513
(Dz.U. L 239 z 15.9.2015, s. 1)
tylko art. 2
CZĘŚĆ B
Terminy transpozycji do prawa krajowego
(o których mowa w art. 36)
Dyrektywa
Termin transpozycji
2009/28/WE
25 czerwca 2009 r.
2013/18/UE
1 lipca 2013 r.
(UE) 2015/1513
10 września 2017 r.
ZAŁĄCZNIK XI
Tabela korelacji
Dyrektywa 2009/28/WE
Niniejsza dyrektywa
art. 1
art. 1
art. 2 akapit pierwszy
art. 2 akapit pierwszy
art. 2 akapit drugi, wyrażenie wprowadzające
art. 2 akapit drugi, wyrażenie wprowadzające
art. 2 akapit drugi lit. a)
art. 2 akapit drugi pkt 1
art. 2 akapit drugi lit. b)
—
—
art. 2 akapit drugi pkt 2
art. 2 akapit drugi lit. c)
art. 2 akapit drugi pkt 3
art. 2 akapit drugi lit. d)
—
art. 2 akapit drugi lit. e), f), g), h), i), j), k), l), m), n), o), p), q), r), s), t), u), v) i w)
art. 2 akapit drugi pkt 24, 4, 19, 32, 33, 12, 5, 6, 45, 46, 47, 23, 39, 41, 42, 43, 36, 44 i 37
—
art. 2 akapit drugi pkt 7, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20, 21, 22, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 34, 35, 38 i 40
art. 3
—
—
art. 3
art. 4
—
—
art. 4
—
art. 5
—
art. 6
art. 5 ust. 1
art. 7 ust. 1
art. 5 ust. 2
—
art. 5 ust. 3
art. 7 ust. 2
art. 5 ust. 4 akapity pierwszy, drugi, trzeci i czwarty
art. 7 ust. 3 akapity pierwszy, drugi, trzeci i czwarty
—
art. 7 ust. 3 akapity piąty i szósty
—
art. 7 ust. 4
art. 5 ust. 5
art. 27 ust. 1 akapit pierwszy lit. c)
art. 5 ust. 6 i 7
art. 7 ust. 5 i 6
art. 6 ust. 1
art. 8 ust. 1
—
art. 8 ust. 2 i 3
art. 6 ust. 2 i 3
art. 8 ust. 4 i 5
art. 7 ust. 1, 2, 3, 4 i 5
art. 9 ust. 1, 2, 3, 4 i 5
—
art. 9 ust. 6
art. 8
art. 10
art. 9 ust. 1
art. 11 ust. 1
art. 9 ust. 2 akapit pierwszy lit. a), b) i c)
art. 11 ust. 2 akapit pierwszy lit. a), b) i c)
—
art. 11 ust. 2 akapit pierwszy lit. d)
art. 10
art. 12
art. 11 ust. 1, 2 i 3
art. 13 ust. 1, 2 i 3
—
art. 13 ust. 4
art. 12
art. 14
art. 13 ust. 1 akapit pierwszy
art. 15 ust. 1 akapit pierwszy
art. 13 ust. 1 akapit drugi
art. 15 ust. 1 akapit drugi
art. 13 ust. 1 akapit drugi lit. a) i b)
—
art. 13 ust. 1 akapit drugi lit. c), d), e) i f)
art. 15 ust. 1 akapit drugi lit. a), b), c) i d)
art. 13 ust. 2, 3, 4 i 5
art. 15 ust. 2, 3, 4 i 5
art. 13 ust. 6 akapit pierwszy
art. 15 ust. 6 akapit pierwszy
art. 13 ust. 6 akapity drugi, trzeci, czwarty i piąty
—
—
art. 15 ust. 7 i 8
—
art. 16
—
art. 17
art. 14
art. 18
art. 15 ust. 1
art. 19 ust. 1
art. 15 ust. 2 akapity pierwszy, drugi i trzeci
art. 19 ust. 2 akapity pierwszy, drugi i trzeci
—
art. 19 ust. 2 akapity czwarty i piąty
art. 15 ust. 2 akapit czwarty
art. 19 ust. 2 akapit szósty
art. 15 ust. 3
—
—
art. 19 ust. 3 i 4
art. 15 ust. 4 i 5
art. 19 ust. 5 i 6
art. 15 ust. 6 akapit pierwszy lit. a)
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy lit. a)
art. 15 ust. 6 akapit pierwszy lit. b) ppkt (i)
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy lit. b) ppkt (i)
—
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy lit. b) ppkt (ii)
art. 15 ust. 6 akapit pierwszy lit. b) ppkt (ii)
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy lit. b) ppkt (iii)
art. 15 ust. 6 akapit pierwszy lit. c), d), e) i f)
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy lit. c), d), e) i f)
—
art. 19 ust. 7 akapit drugi
art. 15 ust. 7
art. 19 ust. 8
art. 15 ust. 8
—
art. 15 ust. 9 i 10
art. 19 ust. 9 i 10
—
art. 19 ust. 11
art. 15 ust. 11
art. 19 ust. 12
art. 15 ust. 12
—
—
art. 19 ust. 13
art. 16 ust. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 i 8
—
art. 16 ust. 9, 10 i 11
art. 20 ust. 1, 2 i 3
—
art. 21
—
art. 22
—
art. 23
—
art. 24
—
art. 25
—
art. 26
—
art. 27
—
art. 28
art. 17 ust. 1 akapity pierwszy i drugi
art. 29 ust. 1 akapity pierwszy i drugi
—
art. 29 ust. 1 akapity trzeci, czwarty i piąty
—
art. 29 ust. 2
art. 17 ust. 2 akapity pierwszy i drugi
—
art. 17 ust. 2 akapit trzeci
art. 29 ust. 10 akapit trzeci
art. 17 ust. 3 akapit pierwszy lit. a)
art. 29 ust. 3 akapit pierwszy lit. a)
—
art. 29 ust. 3 akapit pierwszy lit. b)
art. 17 ust. 3 akapit pierwszy lit. b) i c)
art. 29 ust. 3 akapit pierwszy lit. c) i d)
—
art. 29 ust. 3 akapit drugi
art. 17 ust. 4
art. 29 ust. 4
art. 17 ust. 5
art. 29 ust. 5
art. 17 ust. 6 i 7
—
—
art. 29 ust. 6, 7, 8, 9, 10 i 11
art. 17 ust. 8
art. 29 ust. 12
art. 17 ust. 9
—
—
art. 29 ust. 13 i 14
art. 18 ust. 1 akapit pierwszy
art. 30 ust. 1 akapit pierwszy
art. 18 ust. 1 akapit pierwszy, lit. a), b) i c)
art. 30 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), c) i d)
—
art. 30 ust. 1 akapit pierwszy lit. b)
—
art. 30 ust. 1 akapit drugi
art. 18 ust. 2
—
—
art. 30 ust. 2
art. 18 ust. 3 akapit pierwszy
art. 30 ust. 3 akapit pierwszy
art. 18 ust. 3 akapity drugi i trzeci
—
art. 18 ust. 3 akapity czwarty i piąty
art. 30 ust. 3 akapity drugi i trzeci
art. 18 ust. 4 akapit pierwszy
—
art. 18 ust. 4 akapity drugi i trzeci
art. 30 ust. 4 akapity pierwszy i drugi
art. 18 ust. 4 akapit czwarty
—
art. 18 ust. 5 akapity pierwszy i drugi
art. 30 ust. 7 akapity pierwszy i drugi
art. 18 ust. 5 akapit trzeci
art. 30 ust. 8 akapity pierwszy i drugi
art. 18 ust. 5 akapit czwarty
art. 30 ust. 5 akapit trzeci
—
art. 30 ust. 6 akapit pierwszy
art. 18 ust. 5 akapit piąty
art. 30 ust. 6 akapit drugi
art. 18 ust. 6 akapity pierwszy i drugi
art. 30 ust. 5 akapity pierwszy i drugi
art. 18 ust. 6 akapit trzeci
—
art. 18 ust. 6 akapit czwarty
art. 30 ust. 6 akapit trzeci
–
art. 30 ust. 6 akapit czwarty
art. 18 ust. 6 akapit piąty
art. 30 ust. 6 akapit piąty
art. 18 ust. 7
art. 30 ust. 9 akapit pierwszy
—
art. 30 ust. 9 akapit drugi
art. 18 ust. 8 i 9
—
—
art. 30 ust. 10
art. 19 ust. 1 akapit pierwszy
art. 31 ust. 1 akapit pierwszy
art. 19 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b i c
art. 31 ust. 1 akapit pierwszy lit. a), b i c
—
art. 31 ust. 1 akapit pierwszy lit. d)
art. 19 ust. 2, 3 i 4
art. 31 ust. 2, 3 i 4
art. 19 ust. 5
—
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy
art. 31 ust. 5 akapit pierwszy
art. 19 ust. 7 akapit pierwszy tiret pierwsze, drugie, trzeci i czwarte
—
art. 19 ust. 7 akapity drugi i trzeci
art. 31 ust. 5 akapity drugi i trzeci
art. 19 ust. 8
art. 31 ust. 6
art. 20
art. 32
art. 22
—
art. 23 ust. 1 i 2
art. 33 ust. 1 i 2
art. 23 ust. 3, 4, 5, 6, 7 i 8
—
art. 23 ust. 9
art. 33 ust. 3
art. 23 ust. 10
art. 33 ust. 4
art. 24
—
art. 25 ust. 1
art. 34 ust. 1
art. 25 ust. 2
art. 34 ust. 2
art. 25 ust. 3
art. 34 ust. 3
art. 25a ust. 1
art. 35 ust. 1
art. 25a ust. 2
art. 35 ust. 2 i 3
art. 25a ust. 3
art. 35 ust. 4
—
art. 35 ust. 5
art. 25a ust. 4 i 5
art. 35 ust. 6 i 7
art. 26
—
art. 27
art. 36
—
art. 37
art. 28
art. 38
art. 29
art. 39
załącznik I
załącznik I
załącznik II
załącznik II
załącznik III
załącznik III
załącznik IV
załącznik IV
załącznik V
załącznik V
załącznik VI
—
—
załącznik VI
załącznik VII
załącznik VII
załącznik VIII
załącznik VIII
załącznik IX
załącznik IX
—
załącznik X
—
załącznik XI

Summary:
Energia odnawialna
Energia odnawialna
 
STRESZCZENIE DOKUMENTU:
Dyrektywa (UE) 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych
JAKIE SĄ CELE DYREKTYWY?
Niniejsza dyrektywa przekształca i uchyla poprzednie przepisy (dyrektywę 2009/28/WE, dyrektywę (UE) 2015/1513 oraz dyrektywę Rady 2013/18/UE).Niniejsza dyrektywa ustanawia wspólny system mający na celu promowanie energii ze źródeł odnawialnych* w różnych sektorach. W szczególności ma ona na celu: wyznaczenie wiążącego celu UE w odniesieniu do udziału w miksie energetycznym w 2030 r.;uregulowanie prosumpcji po raz pierwszy; orazustanowienie wspólnego zespołu zasad w zakresie stosowania energii odnawialnej w sektorze energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia oraz transportu w UE.Zwiększone stosowanie energii ze źródeł odnawialnych będzie miało istotne znaczenie podczas przeciwdziałania zmianom klimatycznym, ochrony środowiska oraz zmniejszania zależności energetycznej, jak również przyczyni się do zajęcia przez UE wiodącej pozycji technologicznej i przemysłowej oraz stworzenia miejsc pracy i wzrostu, w tym na obszarach wiejskich i odizolowanych.
KLUCZOWE ZAGADNIENIA
Wspieranie odnawialnych form energii jest jednym z celów unijnej polityki energetycznej. Zwiększone stosowanie energii ze źródeł odnawialnych stanowi istotny element pakietu środków koniecznych do redukcji emisji gazów cieplarnianych i wypełnienia postanowień porozumienia klimatycznego z Paryża oraz ram polityki UE dotyczących klimatu i energii (na lata 2020–2030).
Niniejsza przekształcona dyrektywa wraz ze zmienioną dyrektywą w sprawie efektywności energetycznej oraz nowym rozporządzeniem w sprawie zarządzania, stanowią część pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”, który ma na celu wprowadzenie nowych, kompleksowych przepisów dotyczących regulacji energii na następną dekadę.
Dyrektywa:zapewnia osiągnięcie wiążącego celu UE w opłacalny sposób;ustanawia stabilne, oparte o warunki rynkowe europejskie podejście do energii elektrycznej;zapewnia długoterminową pewność inwestorom i przyspiesza procedury wydawania zezwoleń na budowę projektów;umożliwia konsumentom uczestniczenie w transformacji energetyki, zapewniając tym samym prawo do produkowania własnej energii odnawialnej;zwiększając stosowanie energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia oraz w sektorze transportowym;ulepsza unijne kryteria zrównoważonego rozwoju dotyczące bioenergii.Dyrektywa zawiera:wiążący ogólny cel unijny na 2030 r. wynoszący co najmniej 32% energii ze źródeł odnawialnych;zasady dotyczące racjonalnego pod względem kosztów i rynkowego wsparcia finansowego na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych;ochronę systemów wsparcia przed zmianami stanowiącymi zagrożenie dla istniejących projektów;mechanizmy współpracy pomiędzy państwami członkowskimi, a także pomiędzy państwami członkowskimi a państwami trzecimi;uproszczenie procedur administracyjnych w zakresie projektów dotyczących energii odnawialnej (w tym punkty kompleksowej obsługi, terminy i cyfryzacja);ulepszony system gwarancji pochodzenia, rozszerzony na wszystkie odnawialne źródła energii;zasady umożliwiające konsumentom produkcję własnej energii elektrycznej, samodzielnie lub będąc częścią społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej, bez nieuzasadnionych ograniczeń;w sektorze ogrzewania i chłodzenia: roczny wzrost udziału energii odnawialnej w tym sektorze o 1,3 punktu procentowegoprawo konsumentów do odłączenia się od nieefektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych orazdostęp stron trzecich w odniesieniu do dostawców odnawialnych źródeł energii oraz ciepła odpadowego i chłodzenia do sieci systemów ciepłowniczych i chłodniczych;w sektorze transportu: wiążący cel na poziomie 14% orazszczególny cel dodatkowy w odniesieniu do zaawansowanych biopaliw wynoszący 3,5% orazograniczenia dotyczące konwencjonalnych biopaliw i wysokiego ryzyka spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów* biopaliwa;umocnione unijne kryteria zrównoważonego rozwoju dotyczące bioenergii, których zakres został rozszerzony, tak aby obejmowały wszystkie paliwa produkowane z biomasy bez względu na ich końcowe wykorzystanie energii.
OD KIEDY DYREKTYWA MA ZASTOSOWANIE?
Dyrektywa ma zastosowanie od 24 grudnia 2018 r., przy czym do porządku krajowego państw UE ma zostać włączona do dnia 30 czerwca 2021 r.
KONTEKST
Więcej informacji:Energia odnawialna (Komisja Europejska).
KLUCZOWE POJĘCIA
Energia ze źródeł odnawialnych: energia z odnawialnych źródeł niekopalnych, a mianowicie energia wiatru, energia promieniowania słonecznego (cieplna i fotowoltaiczna), energia aerotermalna, geotermalna i hydrotermalna, ciepło otoczenia, energia pływów, fal i inna energia oceanów, hydroenergia, energia pozyskiwana z biomasy, gaz pochodzący z wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków i ze źródeł biologicznych (biogaz).
Ryzyko spowodowania pośredniej zmiany użytkowania gruntów: zmiany użytkowania gruntów spowodowane są zwiększeniem ilości upraw z przeznaczeniem na produkcję etanolu lub biodiesela w odpowiedzi na zwiększony popyt na biopaliwa na świecie. Może to prowadzić do niezamierzonych następstw, w tym zwiększenia emisji dwutlenku węgla.
GŁÓWNY DOKUMENT
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (wersja przekształcona) (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 82-209)
DOKUMENTY POWIĄZANE
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, dyrektyw Rady 2009/119/WE i (EU) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 1-77)
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2002 z dnia 11 grudnia 2018 r. zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 210–230)
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz.U. L 315 z 14.11.2012, s. 1–56)
Zobacz tekst skonsolidowany.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16-62)
Ostatnia aktualizacja: 31.01.2019