CELEX ID: 32018L2001

--- ENGLISH ---

Document:
21.12.2018
EN
Official Journal of the European Union
L 328/82
DIRECTIVE (EU) 2018/2001 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
of 11 December 2018
on the promotion of the use of energy from renewable sources
(recast)
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 194(2) thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
 has been substantially amended several times 
(
5
)
. Since further amendments are to be made, that Directive should be recast in the interests of clarity.
(2)
In accordance with Article 194(1) of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU), promoting renewable forms of energy is one of the goals of the Union energy policy. That goal is pursued by this Directive. The increased use of energy from renewable sources or ‘renewable energy’ constitutes an important part of the package of measures needed to reduce greenhouse gas emissions and comply with the Union's commitment under the 2015 Paris Agreement on Climate Change following the 21st Conference of the Parties to the United Nations Framework Convention on Climate Change (the ‘Paris Agreement’), and with the Union 2030 energy and climate framework, including the Union's binding target to cut emissions by at least 40 % below 1990 levels by 2030. The Union's binding renewable energy target for 2030 and Member States' contributions to that target, including their baseline shares in relation to their national overall targets for 2020, are among the elements which have an overarching importance for the Union's energy and environmental policy. Other such elements are contained in the framework set out in this Directive, for instance, for the development of renewable heating and cooling and the development of renewable transport fuels.
(3)
The increased use of energy from renewable sources also has a fundamental part to play in promoting the security of energy supply, sustainable energy at affordable prices, technological development and innovation as well as technological and industrial leadership while providing environmental, social and health benefits as well as major opportunities for employment and regional development, especially in rural and isolated areas, in regions or territories with low population density or undergoing partial deindustrialisation.
(4)
In particular, reducing energy consumption, increasing technological improvements, incentives for the use and expansion of public transport, the use of energy efficiency technologies and the promotion of the use of renewable energy in the electricity sector, the heating and cooling sector and the transport sector are effective tools, together with energy efficiency measures, for reducing greenhouse gas emissions in the Union and the Union's energy dependence.
(5)
Directive 2009/28/EC established a regulatory framework for the promotion of the use of energy from renewable sources which set binding national targets on the share of renewable energy in energy consumption and in the transport sector to be met by 2020. The Commission Communication of 22 January 2014 entitled ‘A policy framework for climate and energy in the period from 2020 to 2030’, established a framework for future Union energy and climate policies and promoted a common understanding of how to develop those policies after 2020. The Commission proposed that the Union 2030 target for the share of renewable energy consumed in the Union should be at least 27 %. That proposal was endorsed by the European Council in its conclusions of 23 and 24 October 2014, which indicated that Member States should be able to set their own, more ambitious, national targets in order to deliver their planned contributions to the Union 2030 target and exceed them.
(6)
In its resolutions of 5 February 2014 entitled ‘A 2030 framework for climate and energy policies’ and of 23 June 2016 entitled ‘The renewable energy progress report’, the European Parliament went further than the Commission proposal or the European Council conclusions, stressing that, in light of the Paris Agreement and the recent renewable technology cost reductions, it was desirable to be significantly more ambitious.
(7)
The ambition set out in the Paris Agreement as well as technological developments, including cost reductions for investments in renewable energy, should therefore be taken into account.
(8)
It is thus appropriate to establish a binding Union target of a share of at least 32 % of renewable energy. Moreover, the Commission should assess whether that target should be reviewed upwards in light of substantial cost reductions in the production of renewable energy, the Union's international commitments for decarbonisation, or in the case of a significant decrease in energy consumption in the Union. Member States should establish their contribution to the achievement of that target as part of their integrated national energy and climate plans pursuant to the governance process laid down in Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
.
(9)
The establishment of a binding Union renewable energy target for 2030 would continue to encourage the development of technologies which produce renewable energy and provide certainty for investors. A target defined at Union level would leave greater flexibility for Member States to meet their greenhouse gas reduction targets in the most cost-effective manner in accordance with their specific circumstances, energy mix and capacity to produce renewable energy.
(10)
In order to ensure consolidation of the results achieved under Directive 2009/28/EC, the national targets set for 2020 should constitute Member States' minimum contributions to the new 2030 framework. Under no circumstances should the national shares of renewable energy fall below those contributions. If they do, the relevant Member States should take appropriate measures as provided for in Regulation (EU) 2018/1999 to ensure that that baseline share is regained. If a Member State does not maintain its baseline share over a 12-month period, it should, within 12 months of the end of that period, take additional measures to regain that baseline share. Where a Member State has effectively taken such additional measures and has fulfilled its obligation to regain the baseline share, it should be deemed to have complied with the mandatory baseline share requirements under this Directive and under Regulation (EU) 2018/1999 for the entire period in question. The Member State in question cannot therefore be considered to have failed to fulfil its obligation to maintain its baseline share for the period in time where the gap occurred. Both the 2020 and 2030 frameworks serve the environmental and energy policy objectives of the Union.
(11)
Member States should take additional measures in the event that the share of renewable energy at Union level does not meet the Union trajectory towards the renewable energy target of at least 32 %. Under Regulation (EU) 2018/1999 the Commission may take measures at Union level in order to ensure achievement of the target if an ambition gap is identified by the Commission during the assessment of the integrated national energy and climate plans. If the Commission identifies a delivery gap during its assessment of the integrated national energy and climate progress reports, Member States should apply the measures provided for in Regulation (EU) 2018/1999 to close that gap.
(12)
In order to support Member States' ambitious contributions to the Union target, a financial framework aiming to facilitate investments in renewable energy projects in those Member States should be established, including through the use of financial instruments.
(13)
The Commission should focus the allocation of funds on the reduction of the cost of capital of renewable energy projects since such cost has a material impact on the cost of renewable energy projects and on their competitiveness, as well as on the development of essential infrastructure for an enhanced technically feasible and economically affordable uptake of renewable energy such as transmission and distribution grid infrastructure, intelligent networks and interconnections.
(14)
The Commission should facilitate the exchange of best practices between the competent national or regional authorities or bodies, for instance through regular meetings, to find a common approach to promote a higher uptake of cost-efficient renewable energy projects. The Commission should also encourage investments in new, flexible and clean technologies, and establish an adequate strategy to manage the retirement of technologies which do not contribute to the reduction of emissions or deliver sufficient flexibility, based on transparent criteria and reliable market price signals.
(15)
Regulation (EC) No 1099/2008 of the European Parliament and of the Council 
(
7
)
, Directives 2001/77/EC 
(
8
)
 and 2003/30/EC 
(
9
)
 of the European Parliament and of the Council, and Directive 2009/28/EC established definitions for different types of energy from renewable sources. Union law on the internal market for energy establishes definitions for the electricity sector in general. In the interests of clarity and legal certainty it is appropriate to apply those definitions in this Directive.
(16)
Support schemes for electricity from renewable sources or ‘renewable electricity’ have been demonstrated to be an effective way of fostering deployment of renewable electricity. If and when Member States decide to implement support schemes, such support should be provided in a form that is as non-distortive as possible for the functioning of electricity markets. To that end, an increasing number of Member States allocate support in a form by means of which support is granted in addition to market revenues and introduce market-based systems to determine the necessary level of support. Together with steps by which to make the market fit for increasing shares of renewable energy, such support is a key element of increasing the market integration of renewable electricity, while taking into account the different capabilities of small and large producers to respond to market signals.
(17)
Small-scale installations can be of great benefit to increase public acceptance and to ensure the rollout of renewable energy projects, in particular at local level. In order to ensure participation of such small-scale installations, specific conditions, including feed-in tariffs, might therefore still be necessary to ensure a positive cost-benefit ratio, in accordance with Union law relating to the electricity market. The definition of small-scale installations for the purposes of obtaining such support is important to provide legal certainty for investors. State aid rules contain definitions of small-scale installations.
(18)
Pursuant to Article 108 TFEU, the Commission has exclusive competence to assess the compatibility of State aid measures with the internal market which the Member States may put in place for deployment of energy from renewable sources. That assessment is carried out on the basis of Article 107(3) TFEU and in accordance with the relevant provisions and guidelines which the Commission may adopt to that effect. This Directive is without prejudice to the Commission's exclusive competence granted by the TFEU.
(19)
Electricity from renewable sources should be deployed at the lowest possible cost to consumers and taxpayers. When designing support schemes and when allocating support, Member States should seek to minimise the overall system cost of deployment along the decarbonisation pathway towards the objective of a low-carbon economy by the year 2050. Market-based mechanisms, such as tendering procedures, have been demonstrated to reduce support cost effectively in competitive markets in many circumstances. However, in specific circumstances, tendering procedures may not necessarily lead to efficient price discovery. Balanced exemptions may therefore need to be considered to ensure cost-effectiveness and minimise overall support cost. In particular, Member States should be allowed to grant exemptions from tendering procedures and direct marketing to small-scale installations and demonstration projects in order to take into account their more limited capabilities. Since the Commission assesses the compatibility of support for renewable energy with the internal market on a case-by-case basis, such exemptions should comply with the relevant thresholds set out in the latest Commission Guidelines on State aid for environmental protection and energy. In the Guidelines for 2014 to 2020, those thresholds are set at 1 MW (and 6 MW or 6 generation units for wind energy) and 500 kW (and 3 MW or 3 generation units for wind energy) in terms of exemptions from, respectively, tendering procedures and direct marketing. To increase the effectiveness of tendering procedures to minimise overall support costs, tendering procedures should, in principle, be open to all producers of electricity from renewable sources on a non-discriminatory basis. While Member States develop their support schemes, they may limit tendering procedures to specific technologies where this is needed to avoid sub-optimal results with regard to network constraints and grid stability, system integration costs, the need to achieve diversification of the energy mix, and the long-term potential of technologies.
(20)
In its conclusions of 23 and 24 October 2014 on the ‘2030 Climate and Energy Policy Framework’, the European Council stressed the importance of a more interconnected internal energy market and the need for sufficient support to integrate ever increasing levels of variable renewable energy and thus allow the Union to fulfil its leadership ambitions for the energy transition. It is therefore important and urgent to increase the level of interconnection and to make progress towards the European Council's objectives, in order to maximise the Energy Union's full potential.
(21)
When developing support schemes for renewable sources of energy, Member States should consider the available sustainable supply of biomass and take due account of the principles of the circular economy and of the waste hierarchy established in Directive 2008/98/EC of the European Parliament and of the Council 
(
10
)
 in order to avoid unnecessary distortions of raw materials markets. Waste prevention and recycling of waste should be the priority option. Member States should avoid creating support schemes which would be counter to targets on treatment of waste and which would lead to the inefficient use of recyclable waste.
(22)
Member States have different renewable energy potentials and operate different support schemes at national level. The majority of Member States apply support schemes that grant benefits solely to energy from renewable sources that is produced on their territory. For the proper functioning of national support schemes, it is vital that Member States continue to be able to control the effect and costs of their national support schemes in accordance with their different potentials. One important means by which to achieve the aim of this Directive remains to guarantee the proper functioning of national support schemes under Directives 2001/77/EC and 2009/28/EC, in order to maintain investor confidence and allow Member States to design effective national measures for their respective contributions to the Union's 2030 target for renewable energy and for the national targets that they have set for themselves. This Directive should facilitate cross-border support for renewable energy without affecting national support schemes in a disproportionate manner.
(23)
The opening of support schemes to cross-border participation limits negative impacts on the internal energy market and can, under certain conditions, help Member States achieve the Union target more cost-efficiently. Cross-border participation is also the natural corollary to the development of the Union renewable energy policy, fostering convergence and cooperation to contribute to the Union's binding target. It is therefore appropriate to encourage Member States to open support to projects located in other Member States, and define several ways in which such progressive opening may be implemented, ensuring compliance with the TFEU, in particular Articles 30, 34 and 110 thereof. As electricity flows cannot be traced, it is appropriate to link the opening of support schemes to cross-border participation to shares representing an aspiration towards actual levels of physical interconnection and to allow Member States to restrict their open support schemes to Member States with which they have a direct network connection as a practical proxy for demonstrating the existence of physical flows between the Member States. This should not, however, in any way affect the cross-zonal or cross-border functioning of the electricity markets.
(24)
In order to ensure that the opening of support schemes is reciprocal and brings mutual benefits, cooperation agreements should be signed between participating Member States. Member States should retain control over the pace of deployment of renewable electricity capacity on their territory in order, in particular, to take account of associated integration costs and required grid investments. Member States should thus be allowed to limit the participation of installations located on their territory to tenders opened to them by other Member States. Those cooperation agreements should address all relevant aspects, such as accounting for costs relating to a project built by one Member State on the territory of another, including the expenditure relating to strengthening networks, energy transfer, storage and back-up capacity, as well as possible congestions in the network. In those agreements Member States should also take into account measures that may allow for the cost-effective integration of such additional renewable electricity capacity, whether they are of a regulatory nature (for instance related to market design) or provide for additional investments in various sources of flexibility (for instance interconnections, storage, demand response or flexible generation).
(25)
Member States should avoid distortive situations resulting in the extensive importation of resources from third countries. A life-cycle approach should be considered and promoted in that respect.
(26)
Member States should ensure that renewable energy communities can participate in available support schemes on an equal footing with large participants. To that end, Member States should be allowed to take measures, such as providing information, providing technical and financial support, reducing administrative requirements, including community-focused bidding criteria, creating tailored bidding windows for renewable energy communities, or allowing renewable energy communities to be remunerated through direct support where they comply with requirements of small installations.
(27)
The planning of the infrastructure needed for the production of electricity from renewable sources should take into account policies relating to the participation of those affected by the projects, in particular local populations.
(28)
Consumers should be provided with comprehensive information, including information on the energy performance of heating and cooling systems and on the lower running costs of electric vehicles, to allow them to make individual consumer choices with regard to renewable energy and avoid technology lock-in.
(29)
Without prejudice to Articles 107 and 108 TFEU, policies supporting renewable energy should be predictable and stable and should avoid frequent or retroactive changes. Policy unpredictability and instability have a direct impact on capital financing costs, on the costs of project development and therefore on the overall cost of deploying renewable energy in the Union. Member States should prevent the revision of any support granted to renewable energy projects from having a negative impact on their economic viability. In that context, Member States should promote cost-effective support policies and ensure their financial sustainability. Moreover, a long-term indicative schedule covering the main aspects of the expected support should be published, without affecting the ability of Member States to decide on budget allocation in the years covered by the schedule.
(30)
Member States' obligations to draft renewable energy action plans and progress reports and the Commission's obligation to report on Member States' progress are essential in order to increase transparency, provide clarity to investors and consumers and allow for effective monitoring. Regulation (EU) 2018/1999 integrates those obligations in the Energy Union governance system, where planning, reporting and monitoring obligations in the energy and climate fields are streamlined. The transparency platform on renewable energy is also integrated in the broader e-platform established in that Regulation.
(31)
It is necessary to provide for transparent and unambiguous rules for calculating the share of energy from renewable sources and for defining those sources.
(32)
In calculating the contribution of hydropower and wind power for the purposes of this Directive, the effects of climatic variation should be smoothed through the use of a normalisation rule. Further, electricity produced in pumped storage units from water that has previously been pumped uphill should not be considered to be renewable electricity.
(33)
In order to function, heat pumps enabling the use of ambient and geothermal energy at a useful temperature level or systems providing cooling need electricity or other auxiliary energy. The energy used to drive those systems should therefore be deducted from the total usable energy or energy removed from the area. Only heating and cooling systems where the output or energy removed from an area significantly exceeds the primary energy needed to drive them should be taken into account. Cooling systems contribute to energy use in Member States and it is therefore appropriate that the calculation methods take into account the share of renewable energy used in such systems in all end-use sectors.
(34)
Passive energy systems use building design to harness energy. This is considered to be saved energy. To avoid double counting, energy harnessed in this way should not be taken into account for the purposes of this Directive.
(35)
Some Member States have a large share of aviation in their gross final consumption of energy. In view of the current technological and regulatory constraints that prevent the commercial use of biofuels in aviation, it is therefore appropriate to provide those Member States with a partial exemption within the calculation of the gross final consumption of energy in the national air transport sector in order to allow them to exclude from that calculation the amount by which they exceed one-and-a-half times the Union average gross final consumption of energy in aviation in 2005, as assessed by Eurostat, namely, 6,18 %. Due to their insular and peripheral character, Cyprus and Malta rely in particular on aviation as a mode of transport, which is essential for their citizens and their economy. As a result, their gross final consumption of energy in the national air transport sector is disproportionally high, namely, more than three times the Union average in 2005. They are thus disproportionately affected by the current technological and regulatory constraints. It is therefore appropriate to provide that they benefit from an exemption covering the amount by which they exceed the Union average gross final consumption of energy in aviation in 2005 as assessed by Eurostat, namely, 4,12 %.
(36)
The communication of the Commission of 20 July 2016 entitled ‘A European Strategy for Low-Emission Mobility’, highlighted the particular importance, in the medium term, of advanced biofuels and renewable liquid and gaseous fuels of non-biological origin for aviation.
(37)
In order to ensure that the list of feedstock to produce advanced biofuels, other biofuels and biogas, as set out in an annex to this Directive, takes into account the principles of the waste hierarchy established in Directive 2008/98/EC, the Union sustainability criteria, and the need to ensure that that annex does not create additional demand for land while promoting the use of wastes and residues, the Commission, when regularly evaluating that annex, should consider the inclusion of additional feedstock that does not cause significant distortive effects on markets for (by-)products, wastes or residues.
(38)
To create opportunities for reducing the cost of meeting the Union target laid down in this Directive and to give flexibility to Member States to comply with their obligation not to fall below their 2020 national targets after 2020, it is appropriate both to facilitate the consumption in Member States of energy produced from renewable sources in other Member States, and to enable Member States to count energy from renewable sources consumed in other Member States towards their own renewable energy share. For that reason, the Commission should put in place a Union renewable development platform (‘URDP’), enabling trading renewable energy shares between Member States, in addition to bilateral cooperation agreements. The URDP is intended to complement the voluntary opening of support schemes to projects located in other Member States. The agreements between Member States include statistical transfers, joint projects between Member States or joint support schemes.
(39)
Member States should be encouraged to pursue all appropriate forms of cooperation in relation to the objectives set out in this Directive and to inform citizens about the benefits stemming from the use of cooperation mechanisms. Such cooperation can take place at all levels, bilaterally or multilaterally. Apart from the mechanisms which have an effect on target renewable energy share calculation and target compliance, and which are exclusively provided for in this Directive, namely statistical transfers between Member States –whether put in place bilaterally or through the URDP – joint projects and joint support schemes, cooperation can also take the form of, for example, exchanges of information and best practices, as provided for, in particular, in the e-platform established by Regulation (EU) 2018/1999, and other voluntary coordination between all types of support schemes.
(40)
It should be possible for imported electricity produced from renewable sources outside the Union to count towards Member States' renewable energy shares. In order to guarantee an adequate effect of renewable energy replacing non-renewable energy in the Union as well as in third countries, it is appropriate to ensure that such imports can be tracked and accounted for in a reliable way. Agreements with third countries concerning the organisation of such trade in renewable electricity will be considered. If, by virtue of a decision taken under the Energy Community Treaty 
(
11
)
 to that effect, the contracting parties thereto are bound by the relevant provisions of this Directive, the measures of cooperation between Member States provided for in this Directive should be applicable to them.
(41)
When Member States undertake joint projects with one or more third countries regarding the production of renewable electricity, it is appropriate that those joint projects relate only to newly constructed installations or to installations with newly increased capacity. This will help ensure that the proportion of energy from renewable sources in the third country's total energy consumption is not reduced due to the importation of energy from renewable sources into the Union.
(42)
In addition to establishing a Union framework for the promotion of energy from renewable sources, this Directive also contributes to the potential positive impact which the Union and the Member States can have in boosting the development of the renewable energy sector in third countries. The Union and the Member States should promote research, development and investment in the production of renewable energy in developing and other partner countries while fully respecting international law, thereby strengthening their environmental and economic sustainability and their export capacity of renewable energy.
(43)
The procedure used for the authorisation, certification and licensing of renewable energy plants should be objective, transparent, non-discriminatory and proportionate when applying the rules to specific projects. In particular, it is appropriate to avoid any unnecessary burden that could arise by classifying renewable energy projects under installations which represent a high risk to health.
(44)
For the benefit of the rapid deployment of energy from renewable sources and in view of their overall high sustainable and environmental beneficial quality, Member States should, when applying administrative rules or planning structures and legislation which are designed for licensing installations with respect to pollution reduction and control of industrial plants, for combating air pollution, or for the prevention or minimisation of the discharge of dangerous substances in the environment, take into account the contribution of energy from renewable sources towards meeting environmental and climate change objectives, in particular when compared to non-renewable energy installations.
(45)
The coherence between the objectives of this Directive and the Union's other environmental law should be ensured. In particular, during assessment, planning or licensing procedures for renewable energy installations, Member States should take account of all Union environmental law and the contribution made by energy from renewable sources towards meeting environmental and climate change objectives, in particular when compared to non-renewable energy installations.
(46)
Geothermal energy is an important local renewable energy source which usually has considerably lower emissions than fossil fuels, and certain types of geothermal plants produce near-zero emission. However, depending on the geological characteristics of an area, the production of geothermal energy may release greenhouse gases and other substances from underground fluids, and other subsoil geological formations, which are harmful for health and the environment. The Commission should therefore facilitate only the deployment of geothermal energy with a low environmental impact and resulting in greenhouse gas emissions savings compared to non-renewable sources.
(47)
At national, regional and where applicable local level, rules and obligations for minimum requirements for the use of energy from renewable sources in new and renovated buildings have led to considerable increases in the use of energy from renewable sources. Those measures should be encouraged in a wider Union context, while promoting the use of more energy-efficient applications of energy from renewable sources in combination with energy-savings and energy-efficiency measures through building regulations and codes.
(48)
In order to facilitate and accelerate the setting of minimum levels for the use of energy from renewable sources in buildings, the calculation of those minimum levels in new and existing buildings subject to major renovation should provide a sufficient basis for assessing whether the inclusion of minimum levels of renewable energy is technically, functionally and economically feasible. Member States should allow, 
inter alia
, the use of efficient district heating and cooling or, where district heating and cooling systems are not available, other energy infrastructure to fulfil those requirements.
(49)
To ensure that national measures for developing renewable heating and cooling are based on comprehensive mapping and analysis of the national renewable and waste energy potential and that such measures provide for increased integration of renewable energy, by supporting, 
inter alia
, innovative technologies such as heat pumps, geothermal and solar thermal technologies, and waste heat and cold, it is appropriate to require that Member States carry out an assessment of their potential of energy from renewable sources and the use of waste heat and cold in the heating and cooling sector, in particular to promote energy from renewable sources in heating and cooling installations and promote competitive and efficient district heating and cooling. To ensure consistency with energy efficiency requirements for heating and cooling and reduce administrative burden, that assessment should be included in the comprehensive assessments carried out and notified in accordance with Article 14 of Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council 
(
12
)
.
(50)
The lack of transparent rules and coordination between the different authorisation bodies has been shown to hinder the deployment of energy from renewable sources. Providing guidance to applicants throughout their administrative permit application and granting processes by means of an administrative contact point is intended to reduce complexity for project developers and increase efficiency and transparency, including for renewables self-consumers and renewable energy communities. Such guidance is to be provided at an appropriate level of governance, taking into account the specificities of Member States. The single contact points should guide the applicant and facilitate through the entire administrative process so that the applicant is not obliged to contact other administrative bodies in order to complete the permit-granting process, unless the applicant prefers to do so.
(51)
Lengthy administrative procedures constitute a major administrative barrier and are costly. The simplification of administrative permit granting processes, and clear time-limits for decisions to be taken by the authorities competent for issuing the authorisation for the electricity generation installation on the basis of a completed application, should stimulate a more efficient handling of procedures, thereby reducing administrative costs. A manual of procedures should be made available to facilitate the understanding of procedures for project developers and citizens wishing to invest in renewable energy. In order to foster the uptake of renewable energy by microenterprises and small and medium-sized enterprises (SMEs) and individual citizens, in accordance with the objectives set out in this Directive, a simple-notification procedure for grid connections to the competent body should be established for small renewable energy projects, including those that are decentralised, such as rooftop solar installations. In order to respond to the increasing need for the repowering of existing renewable energy plants, streamlined permit-granting procedures should be provided for. This Directive, in particular the provisions on the organisation and duration of the administrative permit granting process, should apply without prejudice to international and Union law, including provisions to protect the environment and human health. Where duly justified on the grounds of extraordinary circumstances, it should be possible to extend the initial timeframes by up to one year.
(52)
Information and training gaps, especially in the heating and cooling sector, should be removed in order to encourage the deployment of energy from renewable sources.
(53)
In so far as the access or pursuit of the profession of installer is a regulated profession, the preconditions for the recognition of professional qualifications are laid down in Directive 2005/36/EC of the European Parliament and of the Council 
(
13
)
. This Directive therefore applies without prejudice to Directive 2005/36/EC.
(54)
While Directive 2005/36/EC lays down requirements for the mutual recognition of professional qualifications, including for architects, there is also a need to ensure that planners and architects properly consider an optimal combination of renewable energy and high-efficiency technologies in their plans and designs. Member States should therefore provide clear guidance in that regard. This should be done without prejudice to that Directive and in particular Articles 46 and 49 thereof.
(55)
Guarantees of origin issued for the purposes of this Directive have the sole function of showing to a final customer that a given share or quantity of energy was produced from renewable sources. A guarantee of origin can be transferred, independently of the energy to which it relates, from one holder to another. However, with a view to ensuring that a unit of renewable energy is disclosed to a customer only once, double counting and double disclosure of guarantees of origin should be avoided. Energy from renewable sources in relation to which the accompanying guarantee of origin has been sold separately by the producer should not be disclosed or sold to the final customer as energy from renewable sources. It is important to distinguish between green certificates used for support schemes and guarantees of origin.
(56)
It is appropriate to allow the consumer market for renewable electricity to contribute to the development of energy from renewable sources. Member States should therefore require electricity suppliers who disclose their energy mix to final customers pursuant to Union law on the internal market for electricity, or who market energy to consumers with a reference to the consumption of energy from renewable sources, to use guarantees of origin from installations producing energy from renewable sources.
(57)
It is important to provide information on how supported electricity is allocated to final customers. In order to improve the quality of that information to consumers, Member States should ensure that guarantees of origin are issued for all units of renewable energy produced, except where they decide not to issue guarantees of origin to producers that also receive financial support. If Member States decide to issue guarantees of origin to producers that also receive financial support or not to issue guarantees of origin directly to producers, they should be able to choose by which means and mechanisms to take into account the market value of those guarantees of origin. Where renewable energy producers also receive financial support, the market value of the guarantees of origin for the same production should be appropriately taken into account in the relevant support scheme.
(58)
Directive 2012/27/EU provides for guarantees of origin for proving the origin of electricity produced from high-efficiency cogeneration plants. However, no use is specified for such guarantees of origin, so their use may also be enabled when disclosing the use of energy from high-efficiency cogeneration.
(59)
Guarantees of origin which are currently in place for renewable electricity should be extended to cover renewable gas. Extending the guarantees of origin system to energy from non-renewable sources should be an option for Member States. This would provide a consistent means of proving to final customers the origin of renewable gas such as biomethane and would facilitate greater cross-border trade in such gas. It would also enable the creation of guarantees of origin for other renewable gas such as hydrogen.
(60)
There is a need to support the integration of energy from renewable sources into the transmission and distribution grid and the use of energy storage systems for integrated variable production of energy from renewable sources, in particular as regards the rules regulating dispatch and access to the grid. The framework for the integration of renewable electricity is provided for in other Union law relating to the internal electricity market. However, that framework does not include provisions on the integration of gas from renewable sources into the gas grid. It is therefore necessary to include such provisions in this Directive.
(61)
The opportunities for establishing economic growth through innovation and a sustainable competitive energy policy have been recognised. Production of energy from renewable sources often depends on local or regional SMEs. The opportunities for local business development, sustainable growth and high-quality employment that investments in regional and local production of energy from renewable sources bring about in the Member States and their regions are important. The Commission and the Member States should therefore foster and support national and regional development measures in those areas, encourage the exchange of best practices in production of energy from renewable sources between local and regional development initiatives and enhance the provision of technical assistance and training programmes, in order to strengthen regulatory, technical and financial expertise and foster knowledge on available funding possibilities, including a more targeted use of Union funds, such as the use of cohesion policy funding in that area.
(62)
Regional and local authorities often set more ambitious renewable targets that exceed national targets. Regional and local commitments to stimulating development of renewable energy and energy efficiency are currently supported through networks, such as the Covenant of Mayors, Smart Cities or Smart Communities initiatives, and the development of sustainable energy action plans. Such networks are essential and should be expanded, as they raise awareness and facilitate exchanges of best practices and available financial support. In that context, the Commission should support interested innovative regions and local authorities to work across borders by assisting in setting up cooperation mechanisms, such as the European Grouping of Territorial Cooperation, which enables public authorities of various Member States to collaborate and deliver joint services and projects, without requiring a prior international agreement to be signed and ratified by national parliaments. Other innovative measures to attract more investment into new technologies, such as energy-performance contracts and standardisation processes in public financing, should also be considered.
(63)
When favouring the development of the market for energy from renewable sources, it is necessary to take into account the positive impact on regional and local development opportunities, export prospects, social cohesion and employment opportunities, in particular as concerns SMEs and independent energy producers, including renewables self-consumers and renewable energy communities.
(64)
The specific situation of the outermost regions is recognised in Article 349 TFEU. The energy sector in the outermost regions is often characterised by isolation, limited supply and dependence on fossil fuels while those regions benefit from significant local renewable sources of energy. The outermost regions could thus serve as examples of the application of innovative energy technologies for the Union. It is therefore necessary to promote the uptake of renewable energy in order to achieve a higher degree of energy autonomy for those regions and recognise their specific situation in terms of renewable energy potential and public support needs. Provision should be made for a derogation of limited local impact that allows Member States to adopt specific criteria in order to ensure eligibility for financial support for the consumption of certain biomass fuels. Member States should be able to adopt such specific criteria for installations using biomass fuels and located in an outermost region as referred to in Article 349 TFEU, as well as for biomass that is used as fuel in such installations and that does not comply with the harmonised sustainability, energy efficiency and greenhouse gas emissions saving criteria set out in this Directive. Such specific criteria for biomass fuels should apply irrespective of whether the place of origin of that biomass is a Member State or a third country. Moreover, any specific criteria should be objectively justified on the grounds of energy independence of the outermost region concerned and of ensuring a smooth transition to the sustainability criteria, the energy efficiency criteria and the greenhouse gas emissions saving criteria for biomass fuels of this Directive in such an outermost region.
Considering that the energy mix for electricity generation for the outermost regions is made up to a large extent of fuel oil, it is necessary to allow an appropriate consideration of greenhouse gas emissions saving criteria in those regions. It would therefore be appropriate to provide for a specific fossil fuel comparator for the electricity produced in the outermost regions. Member States should ensure effective compliance with their specific criteria. Finally, Member States should, without prejudice to support granted in accordance with support schemes in accordance with this Directive, not refuse to take into account, on other sustainability grounds, biofuels and bioliquids obtained in accordance with this Directive. This prohibition is intended to ensure that biofuels and bioliquids that comply with the harmonised criteria provided for in this Directive continue to benefit from the trade facilitation objectives of this Directive, including as regards the outermost regions concerned.
(65)
It is appropriate to allow for the development of decentralised renewable energy technologies and storage under non-discriminatory conditions and without hampering the financing of infrastructure investments. The move towards decentralised energy production has many benefits, including the utilisation of local energy sources, increased local security of energy supply, shorter transport distances and reduced energy transmission losses. Such decentralisation also fosters community development and cohesion by providing income sources and creating jobs locally.
(66)
With the growing importance of self-consumption of renewable electricity, there is a need for a definition of ‘renewables self-consumers’ and of ‘jointly acting renewables self-consumers’. It is also necessary to establish a regulatory framework which would empower renewables self-consumers to generate, consume, store, and sell electricity without facing disproportionate burdens. Citizens living in apartments for example should be able to benefit from consumer empowerment to the same extent as households in single family homes. However, Member States should be allowed to differentiate between individual renewables self-consumers and jointly acting renewables self-consumers due to their different characteristics to the extent that any such differentiation is proportionate and duly justified.
(67)
Empowering jointly acting renewables self-consumers also provides opportunities for renewable energy communities to advance energy efficiency at household level and helps fight energy poverty through reduced consumption and lower supply tariffs. Member States should take appropriate advantage of that opportunity by, 
inter alia
, assessing the possibility to enable participation by households that might otherwise not be able to participate, including vulnerable consumers and tenants.
(68)
Renewables self-consumers should not face discriminatory or disproportionate burdens or costs and should not be subject to unjustified charges. Their contribution to the achievement of the climate and energy target and the costs and benefits that they bring about in the wider energy system should be taken into account. Member States should therefore generally not apply charges to electricity produced and consumed within the same premises by renewables self-consumers. However, Member States should be allowed to apply non-discriminatory and proportionate charges to such electricity if necessary to ensure the financial sustainability of the electricity system, to limit the support to what is objectively needed and to make efficient use of their support schemes. At the same time, Member States should ensure that renewables self-consumers contribute in a balanced and adequate way to the overall cost-sharing system of producing, distributing and consuming electricity, when electricity is fed into the grid.
(69)
To that end, Member States should as a general principle not apply charges to electricity individually produced and consumed by renewables self-consumers within the same premises. However, in order to prevent that incentive from affecting the financial stability of support schemes for renewable energy, that incentive could be limited to small installations with an electrical capacity of 30 kW or less. In certain cases, Member States should be allowed to apply charges to renewables self-consumers for self-consumed electricity, where they make efficient use of their support schemes and apply non-discriminatory and effective access to their support schemes. Member States should also be able to apply partial exemptions from charges, levies, or a combination thereof and support, up to the level needed to ensure the economic viability of such projects.
(70)
The participation of local citizens and local authorities in renewable energy projects through renewable energy communities has resulted in substantial added value in terms of local acceptance of renewable energy and access to additional private capital which results in local investment, more choice for consumers and greater participation by citizens in the energy transition. Such local involvement is all the more crucial in a context of increasing renewable energy capacity. Measures to allow renewable energy communities to compete on an equal footing with other producers also aim to increase the participation of local citizens in renewable energy projects and therefore increase acceptance of renewable energy.
(71)
The specific characteristics of local renewable energy communities in terms of size, ownership structure and the number of projects can hamper their competition on an equal footing with large-scale players, namely competitors with larger projects or portfolios. Therefore, it should be possible for Member States to choose any form of entity for renewable energy communities, provided that such an entity may, acting in its own name, exercise rights and be subject to obligations. To avoid abuse and to ensure broad participation, renewable energy communities should be capable of remaining autonomous from individual members and other traditional market actors that participate in the community as members or shareholders, or who cooperate through other means such as investment. Participation in renewable energy projects should be open to all potential local members based on objective, transparent and non-discriminatory criteria. Measures to offset the disadvantages relating to the specific characteristics of local renewable energy communities in terms of size, ownership structure and the number of projects include enabling renewable energy communities to operate in the energy system and easing their market integration. Renewable energy communities should be able to share between themselves energy that is produced by their community-owned installations. However, community members should not be exempt from relevant costs, charges, levies and taxes that would be borne by final consumers who are not community members, producers in a similar situation, or where public grid infrastructure is used for those transfers.
(72)
Household consumers and communities engaging in renewables self-consumption should maintain their rights as consumers, including the rights to have a contract with a supplier of their choice and to switch supplier.
(73)
Representing around half of the final energy consumption of the Union, the heating and cooling sector is considered to be a key sector in accelerating the decarbonisation of the energy system. Moreover, it is also a strategic sector in terms of energy security, as around 40 % of the renewable energy consumption by 2030 is projected to come from renewable heating and cooling. However, the absence of a harmonised strategy at Union level, the lack of internalisation of external costs and the fragmentation of heating and cooling markets have, to date, led to relatively slow progress in the sector.
(74)
Several Member States have implemented measures in the heating and cooling sector to reach their 2020 renewable energy target. However, in the absence of binding national targets post-2020, the remaining national incentives may not be sufficient to reach the long-term decarbonisation goals for 2030 and 2050. In order to meet such goals, reinforce investor certainty and foster the development of a Union-wide renewable heating and cooling market, while respecting the energy efficiency first principle, it is appropriate to encourage the efforts of Member States in the supply of renewable heating and cooling to contribute to the progressive increase of the share of renewable energy. Given the fragmented nature of some heating and cooling markets, it is of utmost importance to ensure flexibility in designing such an effort. It is also important to ensure that a potential uptake of renewable heating and cooling does not have detrimental environmental side-effects or lead to disproportionate overall costs. In order to minimise that risk, the increase of the share of renewable energy in the heating and cooling sector should take into account the situation of those Member States where the share is already very high, or where waste heat and cold is not used, such as in Cyprus and Malta.
(75)
District heating and cooling currently represents around 10 % of the heat demand across the Union, with large discrepancies between Member States. The Commission's heating and cooling strategy has recognised the potential for decarbonisation of district heating through increased energy efficiency and renewable energy deployment.
(76)
The Energy Union strategy also recognised the role of the citizen in the energy transition, where citizens take ownership of the energy transition, benefit from new technologies to reduce their bills, and participate actively in the market.
(77)
The potential synergies between an effort to increase the uptake of renewable heating and cooling and the existing schemes under Directive 2010/31/EU of the European Parliament and of the Council 
(
14
)
 and Directive 2012/27/EU should be emphasised. Member States should, to the extent possible, have the possibility to use existing administrative structures to implement such effort, in order to mitigate the administrative burden.
(78)
In the area of district heating, it is therefore crucial to enable the fuel-switching to energy from renewable sources and prevent regulatory and technology lock-in and technology lock-out through reinforced rights for renewable energy producers and final consumers, and bring the tools to final consumers to facilitate their choice between the highest energy-performance solutions that take into account future heating and cooling needs in accordance with expected building performance criteria. Final consumers should be given transparent and reliable information on the efficiency of district heating and cooling systems and the share of energy from renewable sources in their specific heating or cooling supply.
(79)
In order to protect consumers of district heating and cooling systems that are not efficient district heating and cooling systems and to allow them to produce their heating or cooling from renewable sources and with significantly better energy performance, consumers should be entitled to disconnect and thus discontinue the heating or cooling service from non-efficient district heating and cooling systems at a whole building level by terminating their contract or, where the contract covers several buildings, by modifying the contract with the district heating or cooling operator.
(80)
To prepare for the transition towards advanced biofuels and minimise the overall direct and indirect land-use change impacts, it is appropriate to limit the amount of biofuels and bioliquids produced from cereal and other starch-rich crops, sugars and oil crops that can be counted towards the targets laid down in this Directive, without restricting the overall possibility of using such biofuels and bioliquids. The establishment of a limit at Union level should not prevent Member States from providing for lower limits to the amount of biofuels and bioliquids produced from cereal and other starch-rich crops, sugars and oil crops that can be counted at national level towards the targets laid down in this Directive, without restricting the overall possibility of using such biofuels and bioliquids.
(81)
Directive 2009/28/EC introduced a set of sustainability criteria, including criteria protecting land with high biodiversity value and land with high-carbon stock, but did not cover the issue of indirect land-use change. Indirect land-use change occurs when the cultivation of crops for biofuels, bioliquids and biomass fuels displaces traditional production of crops for food and feed purposes. Such additional demand increases the pressure on land and can lead to the extension of agricultural land into areas with high-carbon stock, such as forests, wetlands and peatland, causing additional greenhouse gas emissions. Directive (EU) 2015/1513 of the European Parliament and of the Council 
(
15
)
 recognises that the magnitude of greenhouse gas emissions-linked indirect land-use change is capable of negating some or all greenhouse gas emissions savings of individual biofuels, bioliquids or biomass fuels. While there are risks arising from indirect land-use change, research has shown that the scale of the effect depends on a variety of factors, including the type of feedstock used for fuel production, the level of additional demand for feedstock triggered by the use of biofuels, bioliquids and biomass fuels, and the extent to which land with high-carbon stock is protected worldwide.
While the level of greenhouse gas emissions caused by indirect land-use change cannot be unequivocally determined with the level of precision required to be included in the greenhouse gas emission calculation methodology, the highest risks of indirect land-use change have been identified for biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from feedstock for which a significant expansion of the production area into land with high-carbon stock is observed. It is therefore appropriate, in general, to limit food and feed crops-based biofuels, bioliquids and biomass fuels promoted under this Directive and, in addition, to require Member States to set a specific and gradually decreasing limit for biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from food and feed crops for which a significant expansion of the production area into land with high-carbon stock is observed. Low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels should be exempt from the specific and gradually decreasing limit.
(82)
Yield increases in agricultural sectors by means of improved agricultural practices, investments in better machinery and knowledge transfer, beyond levels which would have prevailed in the absence of productivity-promoting schemes for food and feed crop-based biofuels, bioliquids and biomass fuels, as well as the cultivation of crops on land not previously used for the cultivation of crops, can mitigate indirect land-use change. Where there is evidence that such measures have led to an increase of production going beyond the expected increase in productivity, biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from such additional feedstock should be considered to be low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels. Annual yield fluctuations should be taken into account in that context.
(83)
Directive (EU) 2015/1513 called on the Commission to submit, without delay, a comprehensive proposal for a cost-effective and technology-neutral post-2020 policy in order to create a long-term perspective for investment in sustainable biofuels with a low risk of causing indirect land-use change with a headline target of decarbonising the transport sector. An obligation on Member States to require fuel suppliers to deliver an overall share of fuels from renewable sources can provide certainty for investors and encourage the continuous development of alternative renewable transport fuels including advanced biofuels, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, and renewable electricity in the transport sector. Since renewable alternatives might not be available or cost-efficient to all fuel suppliers, it is appropriate to allow Member States to distinguish between fuel suppliers and to exempt, if necessary, particular types of fuel supplier from the obligation. As transport fuels are traded easily, fuel suppliers in Member States with low supplies of the relevant resources are likely easily to obtain renewable fuels from other sources.
(84)
A Union database should be put in place to ensure transparency and traceability of renewable fuels. While Member States should be allowed to continue to use or establish national databases, those national databases should be linked to the Union database, in order to ensure instant data transfers and harmonisation of data flows.
(85)
Advanced biofuels and other biofuels and biogas produced from feedstock listed in an annex to this Directive, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, and renewable electricity in the transport sector can contribute to low carbon emissions, stimulating the decarbonisation of the Union transport sector in a cost-effective manner, and improving, 
inter alia
, energy diversification in the transport sector while promoting innovation, growth and jobs in the Union economy and reducing reliance on energy imports. An obligation on Member States to require fuel suppliers to ensure a minimum share of advanced biofuels and certain biogases, is intended to encourage continuous development of advanced fuels, including biofuels. It is important to ensure that that obligation also promotes improvements in the greenhouse gas performance of the fuels supplied to meet it. The Commission should assess the greenhouse gas performance, technical innovation and sustainability of those fuels.
(86)
With regard to Intelligent Transport, it is important to increase the development and deployment of electric mobility for road, as well as to accelerate the integration of advanced technologies into innovative rail.
(87)
Electromobility is expected to constitute a substantial part of the renewable energy in the transport sector by the year 2030. Further incentives should be provided considering the swift development of electromobility and the potential of that sector in terms of growth and jobs in the Union. Multipliers for renewable electricity supplied for the transport sector should be used for the promotion of renewable electricity in the transport sector and in order to reduce the comparative disadvantage in energy statistics. Since it is not possible to account for all electricity supplied for road vehicles in statistics through dedicated metering, such as charging at home, multipliers should be used in order to ensure that the positive impacts of electrified renewable energy-based transport are properly accounted for. Options should be explored to ensure that the new demand for electricity in the transport sector is met with additional generation capacity of energy from renewable sources.
(88)
In light of climatic constraints that limit the possibility of consuming certain types of biofuels due to environmental, technical or health concerns, and due to the size and structure of their fuel markets, it is appropriate that Cyprus and Malta, for the purposes of demonstrating compliance with national renewable energy obligations placed on fuel suppliers, be allowed to take into account those inherent limitations.
(89)
The promotion of recycled carbon fuels can contribute towards the policy objectives of energy diversification and decarbonisation of the transport sector where they fulfil the appropriate minimum greenhouse gas emissions savings threshold. It is therefore appropriate to include those fuels in the obligation on fuel supplier, whilst giving Member States the option not to consider those fuels in the obligation if they do not wish to do so. Since those fuels are not renewable, they should not be counted towards the overall Union target for energy from renewable sources.
(90)
Renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin are important to increase the share of renewable energy in sectors that are expected to rely on liquid fuels in the long term. To ensure that renewable fuels of non-biological origin contribute to greenhouse gas reduction, the electricity used for the fuel production should be of renewable origin. The Commission should develop, by means of delegated acts, a reliable Union methodology to be applied where such electricity is taken from the grid. That methodology should ensure that there is a temporal and geographical correlation between the electricity production unit with which the producer has a bilateral renewables power purchase agreement and the fuel production. For example, renewable fuels of non-biological origin cannot be counted as fully renewable if they are produced when the contracted renewable generation unit is not generating electricity. Another example is the case of electricity grid congestion, where fuels can be counted as fully renewable only when both the electricity generation and the fuel production plants are located on the same side in respect of the congestion. Furthermore, there should be an element of additionality, meaning that the fuel producer is adding to the renewable deployment or to the financing of renewable energy.
(91)
Feedstock which has low indirect land-use change impacts when used for biofuels, should be promoted for its contribution to the decarbonisation of the economy. Feedstock for advanced biofuels and biogas for transport, for which technology is more innovative and less mature and therefore needs a higher level of support, should, in particular, be included in an annex to this Directive. In order to ensure that it is updated in accordance with the latest technological developments while avoiding unintended negative effects, the Commission should review that annex in order to assess whether new feedstock should be added.
(92)
The costs of connecting new producers of gas from renewable sources to the gas grids should be based on objective, transparent and non-discriminatory criteria and due account should be taken of the benefit that embedded local producers of gas from renewable sources bring to the gas grids.
(93)
In order to exploit the full potential of biomass, which does not include peat or material embedded in geological formations and/or transformed to fossil, to contribute to the decarbonisation of the economy through its uses for materials and energy, the Union and the Member States should promote greater sustainable mobilisation of existing timber and agricultural resources and the development of new forestry and agriculture production systems, provided that sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria are met.
(94)
Biofuels, bioliquids and biomass fuels should always be produced in a sustainable manner. Biofuels, bioliquids and biomass fuels used for compliance with the Union target laid down in this Directive, and those which benefit from support schemes, should therefore be required to fulfil sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria. The harmonisation of those criteria for biofuels and bioliquids is essential for the achievement of the energy policy objectives of the Union as set out in Article 194(1) TFEU. Such harmonisation ensures the functioning of the internal energy market and thus facilitates, especially with regard to the obligation of Member States not to refuse to take into account, on other sustainability grounds, biofuels and bioliquids obtained in accordance with this Directive, trade between Member States in compliant biofuels and bioliquids. The positive effects of the harmonisation of those criteria on the smooth functioning of the internal energy market and on the avoidance of distortion of competition in the Union cannot be frustrated. For biomass fuels, Member States should be allowed to establish additional sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria.
(95)
The Union should take appropriate steps in the context of this Directive, including the promotion of sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biofuels, and for bioliquids and biomass fuels.
(96)
The production of agricultural raw material for biofuels, bioliquids and biomass fuels, and the incentives provided for in this Directive to promote their use, should not have the effect of encouraging the destruction of biodiverse lands. Such finite resources, recognised in various international instruments to be of universal value, should be preserved. It is therefore necessary to provide sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria ensuring that biofuels, bioliquids and biomass fuels qualify for the incentives only where it is guaranteed that agricultural raw material does not originate from biodiverse areas or, in the case of areas designated for nature protection purposes or for the protection of rare, threatened or endangered ecosystems or species, the relevant competent authority demonstrates that the production of the agricultural raw material does not interfere with such purposes.
(97)
Forests should be considered to be biodiverse in accordance with the sustainability criteria where they are primary forests in accordance with the definition used by the Food and Agriculture Organisation of the United Nations (FAO) in its Global Forest Resource Assessment, or where they are protected by national nature protection law. Areas where the collection of non-wood forest products occurs should be considered to be biodiverse forests, provided that the human impact is small. Other types of forest as defined by the FAO, such as modified natural forests, semi-natural forests and plantations, should not be considered to be primary forests. Having regard, furthermore, to the highly biodiverse nature of certain grasslands, both temperate and tropical, including highly biodiverse savannahs, steppes, scrublands and prairies, biofuels, bioliquids and biomass fuels made from agricultural raw materials originating in such lands should not qualify for the incentives provided for by this Directive. In order to establish appropriate criteria to define such highly biodiverse grassland in accordance with the best available scientific data and relevant international standards, implementing powers should be conferred on the Commission.
(98)
Land should not be converted to accommodate the production of agricultural raw material for biofuels, bioliquids and biomass fuels if its carbon stock loss upon conversion could not, within a reasonable period, taking into account the urgency of tackling climate change, be compensated for by the greenhouse gas emission savings resulting from the production and use of biofuels, bioliquids and biomass fuels. This would prevent unnecessary, burdensome research by economic operators and the conversion of high-carbon-stock land that are demonstrated to be ineligible for producing agricultural raw materials for biofuels bioliquids and biomass fuels. Inventories of worldwide carbon stocks indicate that wetlands and continuously forested areas with a canopy cover of more than 30 % should be included in that category.
(99)
In the framework of the Common Agricultural Policy, Union farmers should comply with a comprehensive set of environmental requirements in order to receive direct support. Compliance with those requirements can be most effectively verified in the context of agricultural policy. Including those requirements in the sustainability scheme is not appropriate as the sustainability criteria for bioenergy should set out rules that are objective and apply globally. Verification of compliance under this Directive would also risk causing an unnecessary administrative burden.
(100)
Agricultural feedstock for the production of biofuels, bioliquids and biomass fuels should be produced using practices that are consistent with the protection of soil quality and soil organic carbon. Soil quality and soil carbon should therefore be included in monitoring systems of operators or national authorities.
(101)
It is appropriate to introduce Union-wide sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biomass fuels used in the electricity sector and in the heating and cooling sector, in order to continue to ensure high greenhouse gas emissions savings compared to fossil fuel alternatives, to avoid unintended sustainability impacts, and to promote the internal market. The outermost regions should be able to use the potential of their resources in order to increase the production of renewable energy and their energy independence.
(102)
To ensure that, despite the growing demand for forest biomass, harvesting is carried out in a sustainable manner in forests where regeneration is ensured, that special attention is given to areas explicitly designated for the protection of biodiversity, landscapes and specific natural elements, that biodiversity resources are preserved and that carbon stocks are tracked, woody raw material should emanate only from forests that are harvested in accordance with the principles of sustainable forest management that are developed under international forest processes such as Forest Europe and that are implemented through national law or the best management practices at sourcing area level. Operators should take the appropriate steps in order to minimise the risk of using unsustainable forest biomass for the production of bioenergy. To that end, operators should put in place a risk-based approach. In this context, it is appropriate for the Commission to develop operational guidance on the verification of compliance with the risk-based approach by means of implementing acts, after consulting the Committee on the Sustainability of Biofuels, Bioliquids and Biomass fuels.
(103)
Harvesting for energy purposes has increased and is expected to continue to grow, resulting in higher imports of raw materials from third countries as well as an increase of the production of those materials within the Union. It should be ensured that harvesting is sustainable.
(104)
In order to minimise the administrative burden, the Union sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria should apply only to electricity and heating from biomass fuels produced in installations with a total rated thermal input equal to or exceeding 20 MW.
(105)
Biomass fuels should be converted into electricity and heat in an efficient way in order to maximise energy security and greenhouse gas emissions savings, as well as to limit emissions of air pollutants and minimise the pressure on limited biomass resources.
(106)
The minimum greenhouse gas emissions savings threshold for biofuels, bioliquids and biogas for transport produced in new installations should be increased in order to improve their overall greenhouse gas balance and to discourage further investments in installations with a low greenhouse gas emission savings performance. That increase provides investment safeguards for biofuels, bioliquids and biogas for transport production capacity.
(107)
Based on experience in the practical implementation of the Union sustainability criteria, it is appropriate to strengthen the role of voluntary international and national certification schemes for verification of compliance with the sustainability criteria in a harmonised manner.
(108)
It is in the interests of the Union to encourage the development of voluntary international or national schemes that set standards for the production of sustainable biofuels, bioliquids and biomass fuels and that certify that the production of biofuels, bioliquids and biomass fuels meets those standards. For that reason, provision should be made for schemes to be recognised as providing reliable evidence and data where they meet adequate standards of reliability, transparency and independent auditing. In order to ensure that compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria is verified in a robust and harmonised manner and in particular to prevent fraud, the Commission should be empowered to adopt detailed implementing rules, including adequate standards of reliability, transparency and independent auditing to be applied by the voluntary schemes.
(109)
Voluntary schemes play an increasingly important role in providing evidence of compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels. It is therefore appropriate for the Commission to require voluntary schemes, including those already recognised by the Commission, to report regularly on their activity. Such reports should be made public in order to increase transparency and to improve supervision by the Commission. Furthermore, such reporting would provide the necessary information for the Commission to report on the operation of the voluntary schemes with a view to identifying best practices and submitting, if appropriate, a proposal to further promote such best practices.
(110)
To facilitate the functioning of the internal market, evidence regarding the sustainability and greenhouse gas emissions criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels that have been obtained in accordance with a scheme that has been recognised by the Commission should be accepted in all Member States. Member States should contribute towards ensuring the correct implementation of the certification principles of voluntary schemes by supervising the operation of certification bodies that are accredited by the national accreditation body and by informing the voluntary schemes about relevant observations.
(111)
In order to avoid a disproportionate administrative burden, a list of default values should be laid down for common biofuel, bioliquid and biomass fuel production pathways and that list should be updated and expanded when further reliable data are available. Economic operators should always be entitled to claim the level of greenhouse gas emissions savings for biofuels, bioliquids and biomass fuels established by that list. Where the default value for greenhouse gas emissions savings from a production pathway lies below the required minimum level of greenhouse gas emissions savings, producers wishing to demonstrate their compliance with that minimum level should be required to show that the actual greenhouse gas emissions from their production process are lower than those that were assumed when calculating the default values.
(112)
It is necessary to lay down clear rules based on objective and non-discriminatory criteria, for the calculation of greenhouse gas emissions savings from biofuels, bioliquids and biomass fuels and their fossil fuel comparators.
(113)
In accordance with current technical and scientific knowledge, the greenhouse gas emissions accounting methodology should take into account the transformation of solid and gaseous biomass fuels into final energy in order to be consistent with the calculation of renewable energy for the purposes of counting towards the Union target laid down in this Directive. The allocation of greenhouse gas emissions to co-products, as distinct from wastes and residues, should also be reviewed in cases where electricity or heating and cooling are produced in co-generation or multi-generation plants.
(114)
If land with high stocks of carbon in its soil or in its vegetation is converted for the cultivation of raw materials for biofuels, bioliquids and biomass fuels, some of the stored carbon will generally be released into the atmosphere, leading to the formation of carbon dioxide (CO
2
). The resulting negative greenhouse gas impact can offset the positive greenhouse gas impact of the biofuels, bioliquids or biomass fuels, in some cases by a wide margin. The full carbon effects of such conversion should therefore be taken into account in calculating the greenhouse gas emissions savings of particular biofuels, bioliquids and biomass fuels. This is necessary to ensure that the greenhouse gas emissions saving calculation takes into account the totality of the carbon effects of the use of biofuels, bioliquids and biomass fuels.
(115)
In calculating the greenhouse gas impact of land conversion, economic operators should be able to use actual values for the carbon stocks associated with the reference land use and the land use after conversion. They should also be able to use standard values. The methodology of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) is the appropriate basis for such standard values. That work is not currently expressed in a form that is immediately applicable by economic operators. The Commission should therefore revise its guidelines of 10 June 2010 for the calculation of land carbon stocks for the purposes of the rules for calculating the greenhouse gas impact of biofuels, bioliquids and their fossil fuel comparators, which are set out in an annex to this Directive, while ensuring consistency with Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
16
)
.
(116)
Co-products from the production and use of fuels should be taken into account in the calculation of greenhouse gas emissions. The substitution method is appropriate for the purposes of policy analysis, but not for the regulation of individual economic operators and individual consignments of transport fuels. In those cases, the energy allocation method is the most appropriate method, as it is easy to apply, is predictable over time, minimises counter-productive incentives and produces results that are generally comparable with those produced by the substitution method. For the purposes of policy analysis, the Commission should also, in its reporting, present results using the substitution method.
(117)
Co-products are different from residues and agricultural residues, as they are the primary aim of the production process. It is therefore appropriate to clarify that agricultural crop residues are residues and not co-products. This has no implications on the existing methodology but clarifies the existing provisions.
(118)
The established method of using energy allocation as a rule for dividing greenhouse gas emissions between co-products has worked well and should be continued. It is appropriate to align the methodology for calculating greenhouse gas emissions coming from the use of combined heat and power (CHP) when the CHP is used in processing biofuels, bioliquids and biomass fuels to the methodology applied to a CHP being the end-use.
(119)
The methodology takes into account the reduced greenhouse gas emissions arising from the use of CHP, compared to the use of electricity plants and heat-only plants, by taking into account the utility of heat compared to electricity, and the utility of heat at different temperatures. It follows that higher temperature should bear a larger part of the total greenhouse gas emissions than heat at low temperature, when the heat is co-produced with electricity. The methodology takes into account the whole pathway to final energy, including conversion to heat or electricity.
(120)
It is appropriate for the data used in the calculation of the default values to be obtained from independent, scientifically expert sources and to be updated as appropriate as those sources progress their work. The Commission should encourage those sources to address, when they update their work, emissions from cultivation, the effects of regional and climatological conditions, the effects of cultivation using sustainable agricultural and organic farming methods, and the scientific contributions of producers in the Union and in third countries, and civil society.
(121)
Global demand for agricultural commodities is growing. Part of that increase in demand is likely to be met through an increase in the amount of land devoted to agriculture. The restoration of land that has been severely degraded and therefore cannot otherwise be used for agricultural purposes is a way of increasing the amount of land available for cultivation. The sustainability scheme should promote the use of such restored land because the promotion of biofuels, bioliquids and biomass fuels will contribute to the growth in demand for agricultural commodities.
(122)
In order to ensure the harmonised implementation of the greenhouse gas emissions calculation methodology and to align to the latest scientific evidence, implementing powers should be conferred on the Commission to adapt the methodological principles and values necessary for assessing whether greenhouse gas emissions saving criteria have been fulfilled and to assess whether reports submitted by Member States and third countries contain accurate data on cultivation emissions of feedstock.
(123)
European gas grids are becoming more integrated. The promotion of the production and use of biomethane, its injection into a natural gas grid and cross-border trade create a need to ensure proper accounting of renewable energy as well as avoiding double incentives resulting from support schemes in different Member States. The mass balance system related to verification of bioenergy sustainability and the new Union database are intended to help address those issues.
(124)
The achievement of the objectives of this Directive requires that the Union and Member States dedicate a significant amount of financial resources to research and development in relation to renewable energy technologies. In particular, the European Institute of Innovation and Technology should give high priority to the research and development of renewable energy technologies.
(125)
The implementation of this Directive should, where relevant, reflect the Convention on Access to Information, Public Participation in Decision-Making and Access to Justice in Environmental Matters, in particular as implemented through Directive 2003/4/EC of the European Parliament and of the Council 
(
17
)
.
(126)
In order to amend or supplement non-essential elements of this Directive, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission in respect of establishing the methodology for calculating the quantity of renewable energy used for cooling and district cooling and amending the methodology for calculating energy from heat pumps; establishing the URDP and setting the conditions for finalising transactions of statistical transfer between Member States via the URDP; establishing appropriate minimum thresholds for greenhouse gas emissions savings of recycled carbon fuels; adopting, and if appropriate amending, the criteria for certification of low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels and for determining the high indirect land-use change-risk feedstock for which significant expansion of the production into land with high-carbon stock is observed and the gradual decrease in their contribution to the targets laid down in this Directive; adapting the energy content of transport fuels to scientific and technical progress; establishing the Union methodology for setting the rules by which economic operators are to comply with the requirements for counting electricity as fully renewable when used for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin or when taken from the grid; specifying the methodology by which to determine the share of biofuel, and biogas for transport, resulting from biomass being processed with fossil fuels in a common process and the methodology by which to assess the greenhouse gas emissions savings from renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and from recycled carbon fuels in order to ensure that credits from greenhouse gas emissions savings are given only once; amending by adding to, but not removing from, the lists of feedstock for the production of advanced biofuels and other biofuels and biogas; and supplementing or amending the rules for calculating the greenhouse gas impact of biofuels, bioliquids and their fossil fuel comparators. It is of particular importance that the Commission carry out appropriate consultations during its preparatory work, including at expert level, and that those consultations be conducted in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making 
(
18
)
. In particular, to ensure equal participation in the preparation of delegated acts, the European Parliament and the Council receive all documents at the same time as Member States' experts, and their experts systematically have access to meetings of Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts.
(127)
The measures necessary for the implementation of this Directive should be adopted in accordance with Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
19
)
.
(128)
Since the objective of this Directive, namely to achieve a share of at least 32 % of energy from renewable sources in the Union's gross final consumption of energy by 2030, cannot be sufficiently achieved by the Member States but can rather, by reason of the scale of the action, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 of the Treaty on European Union. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article, this Directive does not go beyond what is necessary in order to achieve that objective.
(129)
In accordance with the Joint Political Declaration of 28 September 2011 of Member States and the Commission on explanatory documents 
(
20
)
, Member States have undertaken to accompany, in justified cases, the notification of their transposition measures with one or more documents explaining the relationship between the components of a directive and the corresponding parts of national transposition instruments. With regard to this Directive, the legislator considers the transmission of such documents to be justified.
(130)
The obligation to transpose this Directive into national law should be confined to those provisions which represent a substantive amendment as compared to Directive 2009/28/EC. The obligation to transpose provisions which are unchanged arises under that Directive.
(131)
This Directive should be without prejudice to the obligations of the Member States relating to the time-limit for the transposition into national law of Council Directive 2013/18/EU 
(
21
)
 and Directive (EU) 2015/1513,
HAVE ADOPTED THIS DIRECTIVE:
Article 1
Subject matter
This Directive establishes a common framework for the promotion of energy from renewable sources. It sets a binding Union target for the overall share of energy from renewable sources in the Union's gross final consumption of energy in 2030. It also lays down rules on financial support for electricity from renewable sources, on self-consumption of such electricity, on the use of energy from renewable sources in the heating and cooling sector and in the transport sector, on regional cooperation between Member States, and between Member States and third countries, on guarantees of origin, on administrative procedures and on information and training. It also establishes sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Directive, the relevant definitions in Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council 
(
22
)
 apply.
The following definitions also apply:
(1)
‘energy from renewable sources’ or ‘renewable energy’ means energy from renewable non-fossil sources, namely wind, solar (solar thermal and solar photovoltaic) and geothermal energy, ambient energy, tide, wave and other ocean energy, hydropower, biomass, landfill gas, sewage treatment plant gas, and biogas;
(2)
‘ambient energy’ means naturally occurring thermal energy and energy accumulated in the environment with constrained boundaries, which can be stored in the ambient air, excluding in exhaust air, or in surface or sewage water;
(3)
‘geothermal energy’ means energy stored in the form of heat beneath the surface of solid earth;
(4)
‘gross final consumption of energy’ means the energy commodities delivered for energy purposes to industry, transport, households, services including public services, agriculture, forestry and fisheries, the consumption of electricity and heat by the energy branch for electricity, heat and transport fuel production, and losses of electricity and heat in distribution and transmission;
(5)
‘support scheme’ means any instrument, scheme or mechanism applied by a Member State, or a group of Member States, that promotes the use of energy from renewable sources by reducing the cost of that energy, increasing the price at which it can be sold, or increasing, by means of a renewable energy obligation or otherwise, the volume of such energy purchased, including but not restricted to, investment aid, tax exemptions or reductions, tax refunds, renewable energy obligation support schemes including those using green certificates, and direct price support schemes including feed-in tariffs and sliding or fixed premium payments;
(6)
‘renewable energy obligation’ means a support scheme requiring energy producers to include a given share of energy from renewable sources in their production, requiring energy suppliers to include a given share of energy from renewable sources in their supply, or requiring energy consumers to include a given share of energy from renewable sources in their consumption, including schemes under which such requirements may be fulfilled by using green certificates;
(7)
‘financial instrument’ means a financial instrument as defined in point (29) of Article 2 of Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council 
(
23
)
;
(8)
‘SME’ means a micro, small or medium-sized enterprise as defined in Article 2 of the Annex to Commission Recommendation 2003/361/EC 
(
24
)
;
(9)
‘waste heat and cold’ means unavoidable heat or cold generated as by-product in industrial or power generation installations, or in the tertiary sector, which would be dissipated unused in air or water without access to a district heating or cooling system, where a cogeneration process has been used or will be used or where cogeneration is not feasible;
(10)
‘repowering’ means renewing power plants that produce renewable energy, including the full or partial replacement of installations or operation systems and equipment for the purposes of replacing capacity or increasing the efficiency or capacity of the installation;
(11)
‘distribution system operator’ means an operator as defined in point (6) of Article 2 of Directive 2009/72/EC and in point (6) of Article 2 of Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council 
(
25
)
;
(12)
‘guarantee of origin’ means an electronic document which has the sole function of providing evidence to a final customer that a given share or quantity of energy was produced from renewable sources;
(13)
‘residual energy mix’ means the total annual energy mix for a Member State, excluding the share covered by cancelled guarantees of origin;
(14)
‘renewables self-consumer’ means a final customer operating within its premises located within confined boundaries or, where permitted by a Member State, within other premises, who generates renewable electricity for its own consumption, and who may store or sell self-generated renewable electricity, provided that, for a non-household renewables self-consumer, those activities do not constitute its primary commercial or professional activity;
(15)
‘jointly acting renewables self-consumers’ means a group of at least two jointly acting renewables self-consumers in accordance with point (14) who are located in the same building or multi-apartment block;
(16)
‘renewable energy community’ means a legal entity:
(a)
which, in accordance with the applicable national law, is based on open and voluntary participation, is autonomous, and is effectively controlled by shareholders or members that are located in the proximity of the renewable energy projects that are owned and developed by that legal entity;
(b)
the shareholders or members of which are natural persons, SMEs or local authorities, including municipalities;
(c)
the primary purpose of which is to provide environmental, economic or social community benefits for its shareholders or members or for the local areas where it operates, rather than financial profits;
(17)
‘renewables power purchase agreement’ means a contract under which a natural or legal person agrees to purchase renewable electricity directly from an electricity producer;
(18)
‘peer-to-peer trading’ of renewable energy means the sale of renewable energy between market participants by means of a contract with pre-determined conditions governing the automated execution and settlement of the transaction, either directly between market participants or indirectly through a certified third-party market participant, such as an aggregator. The right to conduct peer-to-peer trading shall be without prejudice to the rights and obligations of the parties involved as final customers, producers, suppliers or aggregators;
(19)
‘district heating’ or ‘district cooling’ means the distribution of thermal energy in the form of steam, hot water or chilled liquids, from central or decentralised sources of production through a network to multiple buildings or sites, for the use of space or process heating or cooling;
(20)
‘efficient district heating and cooling’ means efficient district heating and cooling as defined in point (41) of Article 2 of Directive 2012/27/EU;
(21)
‘high-efficiency cogeneration’ means high-efficiency cogeneration as defined in point (34) of Article 2 of Directive 2012/27/EU;
(22)
‘energy performance certificate’ means energy performance certificate as defined in point (12) of Article 2 of Directive 2010/31/EU;
(23)
‘waste’ means waste as defined in point (1) of Article 3 of Directive 2008/98/EC, excluding substances that have been intentionally modified or contaminated in order to meet this definition;
(24)
‘biomass’ means the biodegradable fraction of products, waste and residues from biological origin from agriculture, including vegetal and animal substances, from forestry and related industries, including fisheries and aquaculture, as well as the biodegradable fraction of waste, including industrial and municipal waste of biological origin;
(25)
‘agricultural biomass’ means biomass produced from agriculture;
(26)
‘forest biomass’ means biomass produced from forestry;
(27)
‘biomass fuels’ means gaseous and solid fuels produced from biomass;
(28)
‘biogas’ means gaseous fuels produced from biomass;
(29)
‘biowaste’ means biowaste as defined in point (4) of Article 3 of Directive 2008/98/EC;
(30)
‘sourcing area’ means the geographically defined area from which the forest biomass feedstock is sourced, from which reliable and independent information is available and where conditions are sufficiently homogeneous to evaluate the risk of the sustainability and legality characteristics of the forest biomass;
(31)
‘forest regeneration’ means the re-establishment of a forest stand by natural or artificial means following the removal of the previous stand by felling or as a result of natural causes, including fire or storm;
(32)
‘bioliquids’ means liquid fuel for energy purposes other than for transport, including electricity and heating and cooling, produced from biomass;
(33)
‘biofuels’ means liquid fuel for transport produced from biomass;
(34)
‘advanced biofuels’ means biofuels that are produced from the feedstock listed in Part A of Annex IX;
(35)
‘recycled carbon fuels’ means liquid and gaseous fuels that are produced from liquid or solid waste streams of non-renewable origin which are not suitable for material recovery in accordance with Article 4 of Directive 2008/98/EC, or from waste processing gas and exhaust gas of non-renewable origin which are produced as an unavoidable and unintentional consequence of the production process in industrial installations;
(36)
‘renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin’ means liquid or gaseous fuels which are used in the transport sector other than biofuels or biogas, the energy content of which is derived from renewable sources other than biomass;
(37)
‘low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels’ means biofuels, bioliquids and biomass fuels, the feedstock of which was produced within schemes which avoid displacement effects of food and feed-crop based biofuels, bioliquids and biomass fuels through improved agricultural practices as well as through the cultivation of crops on areas which were previously not used for cultivation of crops, and which were produced in accordance with the sustainability criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels laid down in Article 29;
(38)
‘fuel supplier’ means an entity supplying fuel to the market that is responsible for passing fuel through an excise duty point or, in the case of electricity or where no excise is due or where duly justified, any other relevant entity designated by a Member State;
(39)
‘starch-rich crops’ means crops comprising mainly cereals, regardless of whether the grains alone or the whole plant, such as in the case of green maize, are used; tubers and root crops, such as potatoes, Jerusalem artichokes, sweet potatoes, cassava and yams; and corm crops, such as taro and cocoyam;
(40)
‘food and feed crops’ means starch-rich crops, sugar crops or oil crops produced on agricultural land as a main crop excluding residues, waste or ligno-cellulosic material and intermediate crops, such as catch crops and cover crops, provided that the use of such intermediate crops does not trigger demand for additional land;
(41)
‘ligno-cellulosic material’ means material composed of lignin, cellulose and hemicellulose, such as biomass sourced from forests, woody energy crops and forest-based industries' residues and wastes;
(42)
‘non-food cellulosic material’ means feedstock mainly composed of cellulose and hemicellulose, and having a lower lignin content than ligno-cellulosic material, including food and feed crop residues, such as straw, stover, husks and shells; grassy energy crops with a low starch content, such as ryegrass, switchgrass, miscanthus, giant cane; cover crops before and after main crops; ley crops; industrial residues, including from food and feed crops after vegetal oils, sugars, starches and protein have been extracted; and material from biowaste, where ley and cover crops are understood to be temporary, short-term sown pastures comprising grass-legume mixture with a low starch content to obtain fodder for livestock and improve soil fertility for obtaining higher yields of arable main crops;
(43)
‘residue’ means a substance that is not the end product(s) that a production process directly seeks to produce; it is not a primary aim of the production process and the process has not been deliberately modified to produce it;
(44)
‘agricultural, aquaculture, fisheries and forestry residues’ means residues that are directly generated by agriculture, aquaculture, fisheries and forestry and that do not include residues from related industries or processing;
(45)
‘actual value’ means the greenhouse gas emissions savings for some or all of the steps of a specific biofuel, bioliquid or biomass fuel production process, calculated in accordance with the methodology laid down in Part C of Annex V or Part B of Annex VI;
(46)
‘typical value’ means an estimate of the greenhouse gas emissions and greenhouse gas emissions savings for a particular biofuel, bioliquid or biomass fuel production pathway, which is representative of the Union consumption;
(47)
‘default value’ means a value derived from a typical value by the application of pre-determined factors and that may, in circumstances specified in this Directive, be used in place of an actual value.
Article 3
Binding overall Union target for 2030
1.   Member States shall collectively ensure that the share of energy from renewable sources in the Union's gross final consumption of energy in 2030 is at least 32 %. The Commission shall assess that target with a view to submitting a legislative proposal by 2023 to increase it where there are further substantial costs reductions in the production of renewable energy, where needed to meet the Union's international commitments for decarbonisation, or where a significant decrease in energy consumption in the Union justifies such an increase.
2.   Member States shall set national contributions to meet, collectively, the binding overall Union target set in paragraph 1 of this Article as part of their integrated national energy and climate plans in accordance with Articles 3 to 5 and 9 to 14 of Regulation (EU) 2018/1999. In preparing their draft integrated national energy and climate plans, Member States may consider the formula referred to in Annex II to that Regulation.
If, on the basis of the assessment of the draft integrated national energy and climate plans submitted pursuant to Article 9 of Regulation (EU) 2018/1999, the Commission concludes that the national contributions of the Member States are insufficient for the collective achievement of the binding overall Union target, it shall follow the procedure laid down in Articles 9 and 31 of that Regulation.
3.   Member States shall ensure that their national policies, including the obligations deriving from Articles 25 to 28 of this Directive, and their support schemes, are designed with due regard to the waste hierarchy as set out in Article 4 of Directive 2008/98/EC to aim to avoid undue distortive effects on the raw material markets. Member States shall grant no support for renewable energy produced from the incineration of waste if the separate collection obligations laid down in that Directive have not been complied with.
4.   From 1 January 2021, the share of energy from renewable sources in each Member State's gross final consumption of energy shall not be lower than the baseline share shown in the third column of the table in Part A of Annex I to this Directive. Member States shall take the necessary measures to ensure compliance with that baseline share. If a Member State does not maintain its baseline share as measured over any one-year period, the first and second subparagraphs of Article 32(4) of Regulation (EU) 2018/1999 shall apply.
5.   The Commission shall support the high ambition of Member States through an enabling framework comprising the enhanced use of Union funds, including additional funds to facilitate a just transition of carbon intensive regions towards increased shares of renewable energy, in particular financial instruments, especially for the following purposes:
(a)
reducing the cost of capital for renewable energy projects;
(b)
developing projects and programmes for integrating renewable sources into the energy system, for increasing flexibility of the energy system, for maintaining grid stability and for managing grid congestions;
(c)
developing transmission and distribution grid infrastructure, intelligent networks, storage facilities and interconnections, with the objective of arriving at a 15 % electricity interconnection target by 2030, in order to increase the technically feasible and economically affordable level of renewable energy in the electricity system;
(d)
enhancing regional cooperation between Member States and between Member States and third countries, through joint projects, joint support schemes and the opening of support schemes for renewable electricity to producers located in other Member States.
6.   The Commission shall establish a facilitative platform in order to support Member States that use cooperation mechanisms to contribute to the binding overall Union target set in paragraph 1.
Article 4
Support schemes for energy from renewable sources
1.   In order to reach or exceed the Union target set in Article 3(1), and each Member State's contribution to that target set at a national level for the deployment of renewable energy, Member States may apply support schemes.
2.   Support schemes for electricity from renewable sources shall provide incentives for the integration of electricity from renewable sources in the electricity market in a market-based and market-responsive way, while avoiding unnecessary distortions of electricity markets as well as taking into account possible system integration costs and grid stability.
3.   Support schemes for electricity from renewable sources shall be designed so as to maximise the integration of electricity from renewable sources in the electricity market and to ensure that renewable energy producers are responding to market price signals and maximise their market revenues.
To that end, with regard to direct price support schemes, support shall be granted in the form of a market premium, which could be, 
inter alia
, sliding or fixed.
Member States may exempt small-scale installations and demonstration projects from this paragraph, without prejudice to the applicable Union law on the internal market for electricity.
4.   Member States shall ensure that support for electricity from renewable sources is granted in an open, transparent, competitive, non-discriminatory and cost-effective manner.
Member States may exempt small-scale installations and demonstration projects from tendering procedures.
Member States may also consider establishing mechanisms to ensure the regional diversification in the deployment of renewable electricity, in particular to ensure cost-efficient system integration.
5.   Member States may limit tendering procedures to specific technologies where opening support schemes to all producers of electricity from renewable sources would lead to a suboptimal result, in view of:
(a)
the long-term potential of a particular technology;
(b)
the need to achieve diversification;
(c)
grid integration costs;
(d)
network constraints and grid stability;
(e)
for biomass, the need to avoid distortions of raw materials markets.
6.   Where support for electricity from renewable sources is granted by means of a tendering procedure, Member States shall, in order to ensure a high project realisation rate:
(a)
establish and publish non-discriminatory and transparent criteria to qualify for the tendering procedure and set clear dates and rules for delivery of the project;
(b)
publish information about previous tendering procedures, including project realisation rates.
7.   In order to increase the generation of energy from renewable sources in the outermost regions and small islands, Member States may adapt financial support schemes for projects located in those regions in order to take into account the production costs associated with their specific conditions of isolation and external dependence.
8.   By 31 December 2021 and every three years thereafter, the Commission shall report to the European Parliament and to the Council on the performance of support for electricity from renewable sources granted by means of tendering procedures in the Union, analysing in particular the ability of tendering procedures to:
(a)
achieve cost-reduction;
(b)
achieve technological improvement;
(c)
achieve high realisation rates;
(d)
provide non-discriminatory participation of small actors and, where applicable, local authorities;
(e)
limit environmental impact;
(f)
ensure local acceptability;
(g)
ensure security of supply and grid integration.
9.   This Article shall apply without prejudice to Articles 107 and 108 TFEU.
Article 5
Opening of support schemes for electricity from renewable sources
1.   Member States shall have the right, in accordance with Articles 7 to 13 of this Directive, to decide to which extent they support electricity from renewable sources which is produced in another Member State. However, Member States may open participation in support schemes for electricity from renewable sources to producers located in other Member States, subject to the conditions laid down in this Article.
When opening participation in support schemes for electricity from renewable sources, Member States may provide that support for an indicative share of the newly-supported capacity, or of the budget allocated thereto, in each year is open to producers located in other Member States.
Such indicative shares may, in each year, amount to at least 5 % from 2023 to 2026 and at least 10 % from 2027 to 2030, or, where lower, to the level of interconnectivity of the Member State concerned in any given year.
In order to acquire further implementation experience, Member States may organise one or more pilot schemes where support is open to producers located in other Member States.
2.   Member States may require proof of physical import of electricity from renewable sources. To that end, Member States may limit participation in their support schemes to producers located in Member States with which there is a direct connection via interconnectors. However, Member States shall not change or otherwise affect cross-zonal schedules and capacity allocation due to producers participating in cross-border support schemes. Cross-border electricity transfers shall be determined only by the outcome of capacity allocation pursuant to Union law on the internal market in electricity.
3.   If a Member State decides to open participation in support schemes to producers located in other Member States, the relevant Member States shall agree on the principles of such participation. Such agreements shall cover at least the principles of allocation of renewable electricity that is the subject of cross-border support.
4.   The Commission shall, upon the request of the relevant Member States, assist them throughout the negotiation process with the setting up of cooperation arrangements by providing information and analysis, including quantitative and qualitative data on the direct and indirect costs and benefits of cooperation, as well as with guidance and technical expertise. The Commission may encourage or facilitate the exchange of best practices and may develop templates for cooperation agreements in order to facilitate the negotiation process. The Commission shall assess, by 2025, the costs and benefits of the deployment of electricity from renewable sources in the Union pursuant to this Article.
5.   By 2023, the Commission shall carry out an evaluation of the implementation of this Article. That evaluation shall assess the need to introduce an obligation on Member States partially to open participation in their support schemes for electricity from renewable sources to producers located in other Member States with a view to a 5 % opening by 2025 and a 10 % opening by 2030.
Article 6
Stability of financial support
1.   Without prejudice to adaptations necessary to comply with Articles 107 and 108 TFEU, Member States shall ensure that the level of, and the conditions attached to, the support granted to renewable energy projects are not revised in a way that negatively affects the rights conferred thereunder and undermines the economic viability of projects that already benefit from support.
2.   Member States may adjust the level of support in accordance with objective criteria, provided that such criteria are established in the original design of the support scheme.
3.   Member States shall publish a long-term schedule anticipating the expected allocation of support, covering, as a reference, at least the following five years, or, in the case of budgetary planning constraints, the following three years, including the indicative timing, the frequency of tendering procedures where appropriate, the expected capacity and budget or maximum unitary support expected to be allocated, and the expected eligible technologies, if applicable. That schedule shall be updated on an annual basis or, where necessary, to reflect recent market developments or expected allocation of support.
4.   Member States shall, at least every five years, assess the effectiveness of their support schemes for electricity from renewable sources and their major distributive effects on different consumer groups, and on investments. That assessment shall take into account the effect of possible changes to the support schemes. The indicative long-term planning governing the decisions of the support and design of new support shall take into account the results of that assessment. Member States shall include the assessment in the relevant updates of their integrated national energy and climate plans and progress reports in accordance with Regulation (EU) 2018/1999.
Article 7
Calculation of the share of energy from renewable sources
1.   The gross final consumption of energy from renewable sources in each Member State shall be calculated as the sum of:
(a)
gross final consumption of electricity from renewable sources;
(b)
gross final consumption of energy from renewable sources in the heating and cooling sector; and
(c)
final consumption of energy from renewable sources in the transport sector.
With regard to point (a), (b), or (c) of the first subparagraph, gas, electricity and hydrogen from renewable sources shall be considered only once for the purposes of calculating the share of gross final consumption of energy from renewable sources.
Subject to the second subparagraph of Article 29(1), biofuels, bioliquids and biomass fuels that do not fulfil the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10) shall not be taken into account.
2.   For the purposes of point (a) of the first subparagraph of paragraph 1, gross final consumption of electricity from renewable sources shall be calculated as the quantity of electricity produced in a Member State from renewable sources, including the production of electricity from renewables self-consumers and renewable energy communities and excluding the production of electricity in pumped storage units from water that has previously been pumped uphill.
In multi-fuel plants using renewable and non-renewable sources, only the part of electricity produced from renewable sources shall be taken into account. For the purposes of that calculation, the contribution of each energy source shall be calculated on the basis of its energy content.
The electricity generated by hydropower and wind power shall be accounted for in accordance with the normalisation rules set out in Annex II.
3.   For the purposes of point (b) of the first subparagraph of paragraph 1, gross final consumption of energy from renewable sources in the heating and cooling sector shall be calculated as the quantity of district heating and cooling produced in a Member State from renewable sources, plus the consumption of other energy from renewable sources in industry, households, services, agriculture, forestry and fisheries, for heating, cooling and processing purposes.
In multi-fuel plants using renewable and non-renewable sources, only the part of heating and cooling produced from renewable sources shall be taken into account. For the purposes of that calculation, the contribution of each energy source shall be calculated on the basis of its energy content.
Ambient and geothermal energy used for heating and cooling by means of heat pumps and district cooling systems shall be taken into account for the purposes of point (b) of the first subparagraph of paragraph 1, provided that the final energy output significantly exceeds the primary energy input required to drive the heat pumps. The quantity of heat or cold to be considered to be energy from renewable sources for the purposes of this Directive shall be calculated in accordance with the methodology set out in Annex VII and shall take into account energy use in all end-use sectors.
Thermal energy generated by passive energy systems, under which lower energy consumption is achieved passively through building design or from heat generated by energy from non-renewable sources, shall not be taken into account for the purposes of point (b) of the first subparagraph of paragraph 1.
By 31 December 2021, the Commission shall adopt delegated acts in accordance with Article 35 to supplement this Directive by establishing a methodology for calculating the quantity of renewable energy used for cooling and district cooling and to amend Annex VII.
That methodology shall include minimum seasonal performance factors for heat pumps operating in reverse mode.
4.   For the purposes of point (c) of the first subparagraph of paragraph 1, the following requirements shall apply:
(a)
Final consumption of energy from renewable sources in the transport sector shall be calculated as the sum of all biofuels, biomass fuels and renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin consumed in the transport sector. However, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin that are produced from renewable electricity shall be considered to be part of the calculation pursuant to point (a) of the first subparagraph of paragraph 1 only when calculating the quantity of electricity produced in a Member State from renewable sources.
(b)
For the calculation of final consumption of energy in the transport sector, the values regarding the energy content of transport fuels, as set out in Annex III, shall be used. For the determination of the energy content of transport fuels not included in Annex III, Member States shall use the relevant European Standards Organisation (ESO) standards in order to determine the calorific values of fuels. Where no ESO standard has been adopted for that purpose, Member States shall use the relevant International Organization for Standardisation (ISO) standards.
5.   The share of energy from renewable sources shall be calculated as the gross final consumption of energy from renewable sources divided by the gross final consumption of energy from all energy sources, expressed as a percentage.
For the purposes of the first subparagraph of this paragraph, the sum referred to in the first subparagraph of paragraph 1 of this Article shall be adjusted in accordance with Articles 8, 10, 12 and 13.
In calculating a Member State's gross final consumption of energy for the purposes of measuring its compliance with the targets and indicative trajectory laid down in this Directive, the amount of energy consumed in aviation shall, as a proportion of that Member State's gross final consumption of energy, be considered to be no more than 6,18 %. For Cyprus and Malta the amount of energy consumed in aviation shall, as a proportion of those Member States' gross final consumption of energy, be considered to be no more than 4,12 %.
6.   The methodology and definitions used in the calculation of the share of energy from renewable sources shall be those provided for in Regulation (EC) No 1099/2008.
Member States shall ensure coherence of the statistical information used in calculating those sectoral and overall shares and of the statistical information reported to the Commission pursuant to that Regulation.
Article 8
Union renewable development platform and statistical transfers between Member States
1.   Member States may agree on the statistical transfer of a specified amount of energy from renewable sources from one Member State to another Member State. The transferred quantity shall be:
(a)
deducted from the amount of energy from renewable sources that is taken into account in calculating the renewable energy share of the Member State making the transfer for the purposes of this Directive; and
(b)
added to the amount of energy from renewable sources that is taken into account in calculating the renewable energy share of the Member State accepting the transfer for the purposes of this Directive.
2.   In order to facilitate the achievement of the Union target set in Article 3(1) of this Directive and of each Member State's contribution to that target in accordance with Article 3(2) of this Directive, and to facilitate statistical transfers in accordance with paragraph 1 of this Article, the Commission shall establish a Union renewable development platform (‘URDP’). Member States may, on a voluntary basis, submit to the URDP annual data on their national contributions to the Union target or any benchmark set for monitoring progress in Regulation (EU) 2018/1999, including the amount by which they expect to fall short of or exceed their contribution, and an indication of the price at which they would accept to transfer any excess production of energy from renewable sources from or to another Member State. The price of those transfers shall be set on a case-by-case basis based on the URDP demand-and-supply matching mechanism.
3.   The Commission shall ensure that the URDP is able to match the demand for and supply of the amounts of energy from renewable sources that are taken into account in the calculation of the renewable energy share of a Member State based on prices or other criteria specified by the Member State accepting the transfer.
The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 35 to supplement this Directive by establishing the URDP and setting the conditions for the finalisation of transfers as referred to in paragraph 5 of this Article.
4.   The arrangements referred to in paragraphs 1 and 2 may have a duration of one or more calendar years. Such arrangements shall be notified to the Commission or finalised on the URDP not later than 12 months after the end of each year in which they have effect. The information sent to the Commission shall include the quantity and price of the energy involved. For transfers finalised on the URDP, the parties involved and the information on the particular transfer shall be disclosed to the public.
5.   Transfers shall become effective after all Member States involved in the transfer have notified the transfer to the Commission or after all clearing conditions are met on the URDP, as applicable.
Article 9
Joint projects between Member States
1.   Two or more Member States may cooperate on all types of joint projects with regard to the production of electricity, heating or cooling from renewable sources. Such cooperation may involve private operators.
2.   Member States shall notify the Commission of the proportion or amount of electricity, heating or cooling from renewable sources produced by any joint project in their territory that became operational after 25 June 2009, or by the increased capacity of an installation that was refurbished after that date, which is to be regarded as counting towards the renewable energy share of another Member State for the purposes of this Directive.
3.   The notification referred to in paragraph 2 shall:
(a)
describe the proposed installation or identify the refurbished installation;
(b)
specify the proportion or amount of electricity or heating or cooling produced from the installation which is to be regarded as counting towards the renewable energy share of the other Member State;
(c)
identify the Member State in whose favour the notification is being made; and
(d)
specify the period, in whole calendar years, during which the electricity or heating or cooling produced by the installation from renewable sources is to be regarded as counting towards the renewable energy share of the other Member State.
4.   The duration of a joint project as referred to in this Article may extend beyond 2030.
5.   A notification made under this Article shall not be varied or withdrawn without the joint agreement of the Member State making the notification and the Member State identified in accordance with point (c) of paragraph 3.
6.   The Commission shall, upon the request of the Member States concerned, facilitate the establishment of joint projects between Member States, in particular via dedicated technical assistance and project development assistance.
Article 10
Effects of joint projects between Member States
1.   Within three months of the end of each year falling within the period referred to in point (d) of Article 9(3), the Member State that made the notification under Article 9 shall issue a letter of notification stating:
(a)
the total amount of electricity or heating or cooling produced from renewable sources during that year by the installation which was the subject of the notification under Article 9; and
(b)
the amount of electricity or heating or cooling produced from renewable sources during that year by that installation which is to count towards the renewable energy share of another Member State in accordance with the terms of the notification.
2.   The notifying Member State shall submit the letter of notification to the Member State in whose favour the notification was made and to the Commission.
3.   For the purposes of this Directive, the amount of electricity or heating or cooling from renewable sources notified in accordance with point (b) of paragraph 1 shall be:
(a)
deducted from the amount of electricity or heating or cooling from renewable sources that is taken into account in calculating the renewable energy share of the Member State issuing the letter of notification pursuant to paragraph 1; and
(b)
added to the amount of electricity or heating or cooling from renewable sources that is taken into account in calculating the renewable energy share of the Member State receiving the letter of notification pursuant to paragraph 2.
Article 11
Joint projects between Member States and third countries
1.   One or more Member States may cooperate with one or more third countries on all types of joint projects with regard to the production of electricity from renewable sources. Such cooperation may involve private operators and shall take place in full respect of international law.
2.   Electricity from renewable sources produced in a third country shall be taken into account for the purposes of calculating the renewable energy shares of the Member States only where the following conditions are met:
(a)
the electricity is consumed in the Union, which is deemed to be met where:
(i)
an equivalent amount of electricity to the electricity accounted for has been firmly nominated to the allocated interconnection capacity by all responsible transmission system operators in the country of origin, the country of destination and, if relevant, each third country of transit;
(ii)
an equivalent amount of electricity to the electricity accounted for has been firmly registered in the schedule of balance by the responsible transmission system operator on the Union side of an interconnector; and
(iii)
the nominated capacity and the production of electricity from renewable sources by the installation referred to in point (b) refer to the same period of time;
(b)
the electricity is produced by an installation that became operational after 25 June 2009 or by the increased capacity of an installation that was refurbished after that date, under a joint project as referred to in paragraph 1;
(c)
the amount of electricity produced and exported has not received support from a support scheme of a third country other than investment aid granted to the installation; and
(d)
the electricity has been produced in accordance with international law, in a third country that is a signatory to the Council of Europe Convention for the Protection of Human Rights and Fundamental Freedoms, or other international conventions or treaties on human rights.
3.   For the purposes of paragraph 4, Member States may apply to the Commission for account to be taken of electricity from renewable sources produced and consumed in a third country, in the context of the construction of an interconnector with a very long lead-time between a Member State and a third country where the following conditions are met:
(a)
construction of the interconnector started by 31 December 2026;
(b)
it is not possible for the interconnector to become operational by 31 December 2030;
(c)
it is possible for the interconnector to become operational by 31 December 2032;
(d)
after it becomes operational, the interconnector will be used for the export to the Union, in accordance with paragraph 2, of electricity from renewable sources;
(e)
the application relates to a joint project that fulfils the criteria set out in points (b) and (c) of paragraph 2 and that will use the interconnector after it becomes operational, and to a quantity of electricity that is no greater than the quantity that will be exported to the Union after the interconnector becomes operational.
4.   The proportion or amount of electricity produced by any installation in the territory of a third country, which is to be regarded as counting towards the renewable energy share of one or more Member States for the purposes of this Directive, shall be notified to the Commission. When more than one Member State is concerned, the distribution between Member States of that proportion or amount shall be notified to the Commission. The proportion or amount shall not exceed the proportion or amount actually exported to, and consumed in, the Union, shall correspond to the amount referred to in point (a)(i) and (ii) of paragraph 2 and shall meet the conditions set out in point (a) of that paragraph. The notification shall be made by each Member State towards whose overall national target the proportion or amount of electricity is to count.
5.   The notification referred to in paragraph 4 shall:
(a)
describe the proposed installation or identify the refurbished installation;
(b)
specify the proportion or amount of electricity produced from the installation which is to be regarded as counting towards the renewable energy share of a Member State as well as, subject to confidentiality requirements, the corresponding financial arrangements;
(c)
specify the period, in whole calendar years, during which the electricity is to be regarded as counting towards the renewable energy share of the Member State; and
(d)
include a written acknowledgement of points (b) and (c) by the third country in whose territory the installation is to become operational and an indication of the proportion or amount of electricity produced by the installation which will be used domestically by that third country.
6.   The duration of a joint project as referred to in this Article may extend beyond 2030.
7.   A notification made under this Article shall be varied or withdrawn only where there is a joint agreement between the Member State making the notification and the third country that has acknowledged the joint project in accordance with point (d) of paragraph 5.
8.   Member States and the Union shall encourage the relevant bodies of the Energy Community to take, in conformity with the Energy Community Treaty, the measures necessary to allow the Contracting Parties to apply the provisions on cooperation between Member States laid down in this Directive.
Article 12
Effects of joint projects between Member States and third countries
1.   Within 12 months of the end of each year falling within the period specified under point (c) of Article 11(5), the notifying Member State shall issue a letter of notification stating:
(a)
the total amount of electricity produced from renewable sources during that year by the installation which was the subject of the notification under Article 11;
(b)
the amount of electricity produced from renewable sources during that year by that installation which is to count towards its renewable energy share in accordance with the terms of the notification under Article 11; and
(c)
evidence of compliance with the conditions laid down in Article 11(2).
2.   The Member State referred to in paragraph 1 shall submit the letter of notification to the Commission and to the third country that has acknowledged the project in accordance with point (d) of Article 11(5).
3.   For the purposes of calculating the renewable energy shares under this Directive, the amount of electricity from renewable sources notified in accordance with point (b) of paragraph 1 shall be added to the amount of energy from renewable sources that is taken into account in calculating the renewable energy shares of the Member State issuing the letter of notification.
Article 13
Joint support schemes
1.   Without prejudice to the obligations of Member States under Article 5, two or more Member States may decide, on a voluntary basis, to join or partly coordinate their national support schemes. In such cases, a certain amount of energy from renewable sources produced in the territory of one participating Member State may count towards the renewable energy share of another participating Member State, provided that the Member States concerned:
(a)
make a statistical transfer of specified amounts of energy from renewable sources from one Member State to another Member State in accordance with Article 8; or
(b)
set up a distribution rule agreed by participating Member States that allocates amounts of energy from renewable sources between the participating Member States.
A distribution rule as referred to in point (b) of the first subparagraph shall be notified to the Commission not later than three months after the end of the first year in which it takes effect.
2.   Within three months of the end of each year, each Member State that has made a notification under the second subparagraph of paragraph 1 shall issue a letter of notification stating the total amount of electricity or heating or cooling from renewable sources produced during the year which is to be the subject of the distribution rule.
3.   For the purposes of calculating the renewable energy shares under this Directive, the amount of electricity or heating or cooling from renewable sources notified in accordance with paragraph 2 shall be reallocated between the Member States concerned in accordance with the notified distribution rule.
4.   The Commission shall disseminate guidelines and best practices, and, upon the request of the Member States concerned, facilitate the establishment of joint support schemes between Member States.
Article 14
Capacity increases
For the purposes of Article 9(2) and point (b) of Article 11(2), units of energy from renewable sources imputable to an increase in the capacity of an installation shall be treated as if they were produced by a separate installation becoming operational at the moment at which the increase of capacity occurred.
Article 15
Administrative procedures, regulations and codes
1.   Member States shall ensure that any national rules concerning the authorisation, certification and licensing procedures that are applied to plants and associated transmission and distribution networks for the production of electricity, heating or cooling from renewable sources, to the process of transformation of biomass into biofuels, bioliquids, biomass fuels or other energy products, and to renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin are proportionate and necessary and contribute to the implementation of the energy efficiency first principle.
Member States shall, in particular, take the appropriate steps to ensure that:
(a)
administrative procedures are streamlined and expedited at the appropriate administrative level and predictable timeframes are established for the procedures referred to in the first subparagraph;
(b)
rules concerning authorisation, certification and licensing are objective, transparent and proportionate, do not discriminate between applicants and take fully into account the particularities of individual renewable energy technologies;
(c)
administrative charges paid by consumers, planners, architects, builders and equipment and system installers and suppliers are transparent and cost-related; and
(d)
simplified and less burdensome authorisation procedures, including a simple-notification procedure, are established for decentralised devices, and for producing and storing energy from renewable sources.
2.   Member States shall clearly define any technical specifications which are to be met by renewable energy equipment and systems in order to benefit from support schemes. Where European standards exist, including eco-labels, energy labels and other technical reference systems established by the European standardisation bodies, such technical specifications shall be expressed in terms of those standards. Such technical specifications shall not prescribe where the equipment and systems are to be certified and shall not impede the proper functioning of the internal market.
3.   Member States shall ensure that their competent authorities at national, regional and local level include provisions for the integration and deployment of renewable energy, including for renewables self-consumption and renewable energy communities, and the use of unavoidable waste heat and cold when planning, including early spatial planning, designing, building and renovating urban infrastructure, industrial, commercial or residential areas and energy infrastructure, including electricity, district heating and cooling, natural gas and alternative fuel networks. Member States shall, in particular, encourage local and regional administrative bodies to include heating and cooling from renewable sources in the planning of city infrastructure where appropriate, and to consult the network operators to reflect the impact of energy efficiency and demand response programs as well as specific provisions on renewables self-consumption and renewable energy communities, on the infrastructure development plans of the operators.
4.   Member States shall introduce appropriate measures in their building regulations and codes in order to increase the share of all kinds of energy from renewable sources in the building sector.
In establishing such measures or in their support schemes, Member States may take into account, where applicable, national measures relating to substantial increases in renewables self-consumption, in local energy storage and in energy efficiency, relating to cogeneration and relating to passive, low-energy or zero-energy buildings.
Member States shall, in their building regulations and codes or by other means with equivalent effect, require the use of minimum levels of energy from renewable sources in new buildings and in existing buildings that are subject to major renovation in so far as technically, functionally and economically feasible, and reflecting the results of the cost-optimal calculation carried out pursuant to Article 5(2) of Directive 2010/31/EU, and in so far as this does not negatively affect indoor air quality. Member States shall permit those minimum levels to be fulfilled, 
inter alia
, through efficient district heating and cooling using a significant share of renewable energy and waste heat and cold.
The requirements laid down in the first subparagraph shall apply to the armed forces only to the extent that its application does not cause any conflict with the nature and primary aim of the activities of the armed forces and with the exception of material used exclusively for military purposes.
5.   Member States shall ensure that new public buildings, and existing public buildings that are subject to major renovation, at national, regional and local level, fulfil an exemplary role in the context of this Directive from 1 January 2012. Member States may, 
inter alia
, allow that obligation to be fulfilled by complying with nearly zero-energy building provisions as required in Directive 2010/31/EU, or by providing for the roofs of public or mixed private-public buildings to be used by third parties for installations that produce energy from renewable sources.
6.   With respect to their building regulations and codes, Member States shall promote the use of renewable heating and cooling systems and equipment that achieve a significant reduction of energy consumption. To that end, Member States shall use energy or eco-labels or other appropriate certificates or standards developed at national or Union level, where these exist, and ensure the provision of adequate information and advice on renewable, highly energy efficient alternatives as well as eventual financial instruments and incentives available in the case of replacement, with a view to promoting an increased replacement rate of old heating systems and an increased switch to solutions based on renewable energy in accordance with Directive 2010/31/EU.
7.   Member States shall carry out an assessment of their potential of energy from renewable sources and of the use of waste heat and cold in the heating and cooling sector. That assessment shall, where appropriate, include spatial analysis of areas suitable for low-ecological-risk deployment and the potential for small-scale household projects and shall be included in the second comprehensive assessment required pursuant to Article 14(1) of Directive 2012/27/EU for the first time by 31 December 2020 and in the subsequent updates of the comprehensive assessments.
8.   Member States shall assess the regulatory and administrative barriers to long-term renewables power purchase agreements, and shall remove unjustified barriers to, and facilitate the uptake of, such agreements. Member States shall ensure that those agreements are not subject to disproportionate or discriminatory procedures or charges.
Member States shall describe policies and measures facilitating the uptake of renewables power purchase agreements in their integrated national energy and climate plans and progress reports pursuant to Regulation (EU) 2018/1999.
Article 16
Organisation and duration of the permit-granting process
1.   Member States shall set up or designate one or more contact points. Those contact points shall, upon request by the applicant, guide through and facilitate the entire administrative permit application and granting process. The applicant shall not be required to contact more than one contact point for the entire process. The permit-granting process shall cover the relevant administrative permits to build, repower and operate plants for the production of energy from renewable sources and assets necessary for their connection to the grid. The permit-granting process shall comprise all procedures from the acknowledgment of the receipt of the application to the transmission of the outcome of the procedure referred to in paragraph 2.
2.   The contact point shall guide the applicant through the administrative permit application process in a transparent manner up to the delivery of one or several decisions by the responsible authorities at the end of the process, provide the applicant with all necessary information and involve, where appropriate, other administrative authorities. Applicants shall be allowed to submit relevant documents also in digital form.
3.   The contact point shall make available a manual of procedures for developers of renewable energy production projects and shall provide that information also online, addressing distinctly also small-scale projects and renewables self-consumers projects. The online information shall indicate the contact point relevant to the applicant's application. If a Member State has more than one contact point, the online information shall indicate the contact point relevant to the applicant's application.
4.   Without prejudice to paragraph 7, the permit-granting process referred to in paragraph 1 shall not exceed two years for power plants, including all relevant procedures of competent authorities. Where duly justified on the grounds of extraordinary circumstances, that two-year period may be extended by up to one year.
5.   Without prejudice to paragraph 7, the permit-granting process shall not exceed one year for installations with an electrical capacity of less than 150 kW. Where duly justified on the grounds of extraordinary circumstances, that one-year period may be extended by up to one year.
Member States shall ensure that applicants have easy access to simple procedures for the settlement of disputes concerning the permit-granting process and the issuance of permits to build and operate renewable energy plants, including, where applicable, alternative dispute resolution mechanisms.
6.   Member States shall facilitate the repowering of existing renewable energy plants by ensuring a simplified and swift permit-granting process. The length of that process shall not exceed one year.
Where duly justified on the grounds of extraordinary circumstances, such as on grounds of overriding safety reasons where the repowering project impacts substantially on the grid or the original capacity, size or performance of the installation, that one-year period may be extended by up to one year.
7.   The deadlines established in this Article shall apply without prejudice to obligations under applicable Union environmental law, to judicial appeals, remedies and other proceedings before a court or tribunal, and to alternative dispute resolution mechanisms, including complaints procedures, non-judicial appeals and remedies, and may be extended for the duration of such procedures.
8.   Member States may establish a simple-notification procedure for grid connections for repowering projects as referred to in Article 17(1). Where Member States do so, repowering shall be permitted following notification to the relevant authority where no significant negative environmental or social impact is expected. That authority shall decide within six months of receipt of a notification whether this is sufficient.
Where the relevant authority decides that a notification is sufficient, it shall automatically grant the permit. Where that authority decides that the notification is not sufficient, it shall be necessary to apply for a new permit and the time-limits referred to in paragraph 6 shall apply.
Article 17
Simple-notification procedure for grid connections
1.   Member States shall establish a simple-notification procedure for grid connections whereby installations or aggregated production units of renewables self-consumers and demonstration projects, with an electrical capacity of 10,8 kW or less, or equivalent for connections other than three-phase connections, are to be connected to the grid following a notification to the distribution system operator.
The distribution system operator may, within a limited period following the notification, reject the requested grid connection or propose an alternative grid connection point on justified grounds of safety concerns or technical incompatibility of the system components. In the case of a positive decision by the distribution system operator, or in the absence of a decision by the distribution system operator within one month following the notification, the installation or aggregated production unit may be connected.
2.   Member States may allow a simple-notification procedure for installations or aggregated production units with an electrical capacity of above 10,8 kW and up to 50 kW, provided that grid stability, grid reliability and grid safety are maintained.
Article 18
Information and training
1.   Member States shall ensure that information on support measures is made available to all relevant actors, such as consumers including low-income, vulnerable consumers, renewables self-consumers, renewable energy communities, builders, installers, architects, suppliers of heating, cooling and electricity equipment and systems, and suppliers of vehicles compatible with the use of renewable energy and of intelligent transport systems.
2.   Member States shall ensure that information on the net benefits, cost and energy efficiency of equipment and systems for the use of heating, cooling and electricity from renewable sources is made available either by the supplier of the equipment or system or by the competent authorities.
3.   Member States shall ensure that certification schemes or equivalent qualification schemes are available for installers of small-scale biomass boilers and stoves, solar photovoltaic and solar thermal systems, shallow geothermal systems and heat pumps. Those schemes may take into account existing schemes and structures as appropriate, and shall be based on the criteria laid down in Annex IV. Each Member State shall recognise the certification awarded by other Member States in accordance with those criteria.
4.   Member States shall make information on certification schemes or equivalent qualification schemes as referred to in paragraph 3 available to the public. Member States may also make the list of installers who are qualified or certified in accordance with paragraph 3 available to the public.
5.   Member States shall ensure that guidance is made available to all relevant actors, in particular to planners and architects so that they are able properly to consider the optimal combination of energy from renewable sources, of high-efficiency technologies, and of district heating and cooling when planning, designing, building and renovating industrial, commercial or residential areas.
6.   Member States, where appropriate with the participation of local and regional authorities, shall develop suitable information, awareness-raising, guidance or training programmes in order to inform citizens of how to exercise their rights as active customers, and of the benefits and practicalities, including technical and financial aspects, of developing and using energy from renewable sources, including by renewables self-consumption or in the framework of renewable energy communities.
Article 19
Guarantees of origin for energy from renewable sources
1.   For the purposes of demonstrating to final customers the share or quantity of energy from renewable sources in an energy supplier's energy mix and in the energy supplied to consumers under contracts marketed with reference to the consumption of energy from renewable sources, Member States shall ensure that the origin of energy from renewable sources can be guaranteed as such within the meaning of this Directive, in accordance with objective, transparent and non-discriminatory criteria.
2.   To that end, Member States shall ensure that a guarantee of origin is issued in response to a request from a producer of energy from renewable sources, unless Member States decide, for the purposes of accounting for the market value of the guarantee of origin, not to issue such a guarantee of origin to a producer that receives financial support from a support scheme. Member States may arrange for guarantees of origin to be issued for energy from non-renewable sources. Issuance of guarantees of origin may be made subject to a minimum capacity limit. A guarantee of origin shall be of the standard size of 1 MWh. No more than one guarantee of origin shall be issued in respect of each unit of energy produced.
Member States shall ensure that the same unit of energy from renewable sources is taken into account only once.
Member States shall ensure that when a producer receives financial support from a support scheme, the market value of the guarantee of origin for the same production is taken into account appropriately in the relevant support scheme.
It shall be presumed that the market value of the guarantee of origin has been taken into account appropriately in any of the following cases:
(a)
where the financial support is granted by way of a tendering procedure or a tradable green certificate system;
(b)
where the market value of the guarantees of origin is administratively taken into account in the level of financial support; or
(c)
where the guarantees of origin are not issued directly to the producer but to a supplier or consumer who buys the energy from renewable sources either in a competitive setting or in a long-term renewables power purchase agreement.
In order to take into account the market value of the guarantee of origin, Member States may, 
inter alia
, decide to issue a guarantee of origin to the producer and immediately cancel it.
The guarantee of origin shall have no function in terms of a Member State's compliance with Article 3. Transfers of guarantees of origin, separately or together with the physical transfer of energy, shall have no effect on the decision of Member States to use statistical transfers, joint projects or joint support schemes for compliance with Article 3 or on the calculation of the gross final consumption of energy from renewable sources in accordance with Article 7.
3.   For the purposes of paragraph 1, guarantees of origin shall be valid for 12 months after the production of the relevant energy unit. Member States shall ensure that all guarantees of origin that have not been cancelled expire at the latest 18 months after the production of the energy unit. Member States shall include expired guarantees of origin in the calculation of their residual energy mix.
4.   For the purposes of disclosure referred to in paragraphs 8 and 13, Member States shall ensure that energy companies cancel guarantees of origin at the latest six months after the end of the validity of the guarantee of origin.
5.   Member States or designated competent bodies shall supervise the issuance, transfer and cancellation of guarantees of origin. The designated competent bodies shall not have overlapping geographical responsibilities, and shall be independent of production, trade and supply activities.
6.   Member States or the designated competent bodies shall put in place appropriate mechanisms to ensure that guarantees of origin are issued, transferred and cancelled electronically and are accurate, reliable and fraud-resistant. Member States and designated competent bodies shall ensure that the requirements they impose comply with the standard CEN - EN 16325.
7.   A guarantee of origin shall specify at least:
(a)
the energy source from which the energy was produced and the start and end dates of production;
(b)
whether it relates to:
(i)
electricity;
(ii)
gas, including hydrogen; or
(iii)
heating or cooling;
(c)
the identity, location, type and capacity of the installation where the energy was produced;
(d)
whether the installation has benefited from investment support and whether the unit of energy has benefited in any other way from a national support scheme, and the type of support scheme;
(e)
the date on which the installation became operational; and
(f)
the date and country of issue and a unique identification number.
Simplified information may be specified on guarantees of origin from installations of less than 50 kW.
8.   Where an electricity supplier is required to demonstrate the share or quantity of energy from renewable sources in its energy mix for the purposes of point (a) of Article 3(9) of Directive 2009/72/EC, it shall do so by using guarantees of origin except:
(a)
as regards the share of its energy mix corresponding to non-tracked commercial offers, if any, for which the supplier may use the residual mix; or
(b)
where a Member State decides not to issue guarantees of origin to a producer that receives financial support from a support scheme.
Where Member States have arranged to have guarantees of origin for other types of energy, suppliers shall use for disclosure the same type of guarantees of origin as the energy supplied. Likewise, guarantees of origin created pursuant to Article 14(10) of Directive 2012/27/EU may be used to substantiate any requirement to demonstrate the quantity of electricity produced from high-efficiency cogeneration. For the purposes of paragraph 2 of this Article, where electricity is generated from high-efficiency cogeneration using renewable sources, only one guarantee of origin specifying both characteristics may be issued.
9.   Member States shall recognise guarantees of origin issued by other Member States in accordance with this Directive exclusively as evidence of the elements referred to in paragraph 1 and points (a) to (f) of the first subparagraph of paragraph 7. A Member State may refuse to recognise a guarantee of origin only where it has well-founded doubts about its accuracy, reliability or veracity. The Member State shall notify the Commission of such a refusal and its justification.
10.   If the Commission finds that a refusal to recognise a guarantee of origin is unfounded, the Commission may adopt a decision requiring the Member State in question to recognise it.
11.   Member States shall not recognise guarantees of origins issued by a third country except where the Union has concluded an agreement with that third country on mutual recognition of guarantees of origin issued in the Union and compatible guarantees of origin systems established in that third country, and only where there is direct import or export of energy.
12.   A Member State may, in accordance with Union law, introduce objective, transparent and non-discriminatory criteria for the use of guarantees of origin in accordance with the obligations laid down in Article 3(9) of Directive 2009/72/EC.
13.   The Commission shall adopt a report assessing options to establish a Union-wide green label with a view to promoting the use of renewable energy coming from new installations. Suppliers shall use the information contained in guarantees of origin to demonstrate compliance with the requirements of such a label.
Article 20
Access to and operation of the grids
1.   Where relevant, Member States shall assess the need to extend existing gas network infrastructure to facilitate the integration of gas from renewable sources.
2.   Where relevant, Member States shall require transmission system operators and distribution system operators in their territory to publish technical rules in accordance with Article 8 of Directive 2009/73/EC, in particular regarding network connection rules that include gas quality, gas odoration and gas pressure requirements. Member States shall also require transmission and distribution system operators to publish the connection tariffs to connect gas from renewable sources based on objective, transparent and non-discriminatory criteria.
3.   Subject to their assessment included in the integrated national energy and climate plans in accordance with Annex I to Regulation (EU) 2018/1999 on the necessity to build new infrastructure for district heating and cooling from renewable sources in order to achieve the Union target set in Article 3(1) of this Directive, Member States shall, where relevant, take the necessary steps with a view to developing a district heating and cooling infrastructure to accommodate the development of heating and cooling from large biomass, solar energy, ambient energy and geothermal energy facilities and from waste heat and cold.
Article 21
Renewables self-consumers
1.   Member States shall ensure that consumers are entitled to become renewables self-consumers, subject to this Article.
2.   Member States shall ensure that renewables self-consumers, individually or through aggregators, are entitled:
(a)
to generate renewable energy, including for their own consumption, store and sell their excess production of renewable electricity, including through renewables power purchase agreements, electricity suppliers and peer-to-peer trading arrangements, without being subject:
(i)
in relation to the electricity that they consume from or feed into the grid, to discriminatory or disproportionate procedures and charges, and to network charges that are not cost-reflective;
(ii)
in relation to their self-generated electricity from renewable sources remaining within their premises, to discriminatory or disproportionate procedures, and to any charges or fees;
(b)
to install and operate electricity storage systems combined with installations generating renewable electricity for self-consumption without liability for any double charge, including network charges, for stored electricity remaining within their premises;
(c)
to maintain their rights and obligations as final consumers;
(d)
to receive remuneration, including, where applicable, through support schemes, for the self-generated renewable electricity that they feed into the grid, which reflects the market value of that electricity and which may take into account its long-term value to the grid, the environment and society.
3.   Member States may apply non-discriminatory and proportionate charges and fees to renewables self-consumers, in relation to their self-generated renewable electricity remaining within their premises in one or more of the following cases:
(a)
if the self-generated renewable electricity is effectively supported via support schemes, only to the extent that the economic viability of the project and the incentive effect of such support are not undermined;
(b)
from 1 December 2026, if the overall share of self-consumption installations exceeds 8 % of the total installed electricity capacity of a Member State, and if it is demonstrated, by means of a cost-benefit analysis performed by the national regulatory authority of that Member State, which is conducted by way of an open, transparent and participatory process, that the provision laid down in point (a)(ii) of paragraph 2 either results in a significant disproportionate burden on the long-term financial sustainability of the electric system, or creates an incentive exceeding what is objectively needed to achieve cost-effective deployment of renewable energy, and that such burden or incentive cannot be minimised by taking other reasonable actions; or
(c)
if the self-generated renewable electricity is produced in installations with a total installed electrical capacity of more than 30 kW.
4.   Member States shall ensure that renewables self-consumers located in the same building, including multi-apartment blocks, are entitled to engage jointly in activities referred to in paragraph 2 and that they are permitted to arrange sharing of renewable energy that is produced on their site or sites between themselves, without prejudice to the network charges and other relevant charges, fees, levies and taxes applicable to each renewables self-consumer. Member States may differentiate between individual renewables self-consumers and jointly acting renewables self-consumers. Any such differentiation shall be proportionate and duly justified.
5.   The renewables self-consumer's installation may be owned by a third party or managed by a third party for installation, operation, including metering and maintenance, provided that the third party remains subject to the renewables self-consumer's instructions. The third party itself shall not be considered to be a renewables self-consumer.
6.   Member States shall put in place an enabling framework to promote and facilitate the development of renewables self-consumption based on an assessment of the existing unjustified barriers to, and of the potential of, renewables self-consumption in their territories and energy networks. That enabling framework shall, 
inter alia
:
(a)
address accessibility of renewables self-consumption to all final customers, including those in low-income or vulnerable households;
(b)
address unjustified barriers to the financing of projects in the market and measures to facilitate access to finance;
(c)
address other unjustified regulatory barriers to renewables self-consumption, including for tenants;
(d)
address incentives to building owners to create opportunities for renewables self-consumption, including for tenants;
(e)
grant renewables self-consumers, for self-generated renewable electricity that they feed into the grid, non-discriminatory access to relevant existing support schemes as well as to all electricity market segments;
(f)
ensure that renewables self-consumers contribute in an adequate and balanced way to the overall cost sharing of the system when electricity is fed into the grid.
Member States shall include a summary of the policies and measures under the enabling framework and an assessment of their implementation respectively in their integrated national energy and climate plans and progress reports pursuant to Regulation (EU) 2018/1999.
7.   This Article shall apply without prejudice to Articles 107 and 108 TFEU.
Article 22
Renewable energy communities
1.   Member States shall ensure that final customers, in particular household customers, are entitled to participate in a renewable energy community while maintaining their rights or obligations as final customers, and without being subject to unjustified or discriminatory conditions or procedures that would prevent their participation in a renewable energy community, provided that for private undertakings, their participation does not constitute their primary commercial or professional activity.
2.   Member States shall ensure that renewable energy communities are entitled to:
(a)
produce, consume, store and sell renewable energy, including through renewables power purchase agreements;
(b)
share, within the renewable energy community, renewable energy that is produced by the production units owned by that renewable energy community, subject to the other requirements laid down in this Article and to maintaining the rights and obligations of the renewable energy community members as customers;
(c)
access all suitable energy markets both directly or through aggregation in a non-discriminatory manner.
3.   Member States shall carry out an assessment of the existing barriers and potential of development of renewable energy communities in their territories.
4.   Member States shall provide an enabling framework to promote and facilitate the development of renewable energy communities. That framework shall ensure, 
inter alia
, that:
(a)
unjustified regulatory and administrative barriers to renewable energy communities are removed;
(b)
renewable energy communities that supply energy or provide aggregation or other commercial energy services are subject to the provisions relevant for such activities;
(c)
the relevant distribution system operator cooperates with renewable energy communities to facilitate energy transfers within renewable energy communities;
(d)
renewable energy communities are subject to fair, proportionate and transparent procedures, including registration and licensing procedures, and cost-reflective network charges, as well as relevant charges, levies and taxes, ensuring that they contribute, in an adequate, fair and balanced way, to the overall cost sharing of the system in line with a transparent cost-benefit analysis of distributed energy sources developed by the national competent authorities;
(e)
renewable energy communities are not subject to discriminatory treatment with regard to their activities, rights and obligations as final customers, producers, suppliers, distribution system operators, or as other market participants;
(f)
the participation in the renewable energy communities is accessible to all consumers, including those in low-income or vulnerable households;
(g)
tools to facilitate access to finance and information are available;
(h)
regulatory and capacity-building support is provided to public authorities in enabling and setting up renewable energy communities, and in helping authorities to participate directly;
(i)
rules to secure the equal and non-discriminatory treatment of consumers that participate in the renewable energy community are in place.
5.   The main elements of the enabling framework referred to in paragraph 4, and of its implementation, shall be part of the updates of the Member States' integrated national energy and climate plans and progress reports pursuant to Regulation (EU) 2018/1999.
6.   Member States may provide for renewable energy communities to be open to cross-border participation.
7.   Without prejudice to Articles 107 and 108 TFEU, Member States shall take into account specificities of renewable energy communities when designing support schemes in order to allow them to compete for support on an equal footing with other market participants.
Article 23
Mainstreaming renewable energy in heating and cooling
1.   In order to promote the use of renewable energy in the heating and cooling sector, each Member State shall endeavour to increase the share of renewable energy in that sector by an indicative 1,3 percentage points as an annual average calculated for the periods 2021 to 2025 and 2026 to 2030, starting from the share of renewable energy in the heating and cooling sector in 2020, expressed in terms of national share of final energy consumption and calculated in accordance with the methodology set out in Article 7, without prejudice to paragraph 2 of this Article. That increase shall be limited to an indicative 1,1 percentage points for Member States where waste heat and cold is not used. Member States shall, where appropriate, prioritise the best available technologies.
2.   For the purposes of paragraph 1, when calculating its share of renewable energy in the heating and cooling sector and its average annual increase in accordance with that paragraph, each Member State:
(a)
may count waste heat and cold, subject to a limit of 40 % of the average annual increase;
(b)
where its share of renewable energy in the heating and cooling sector is above 60 %, may count any such share as fulfilling the average annual increase; and
(c)
where its share of renewable energy in the heating and cooling sector is above 50 % and up to 60 %, may count any such share as fulfilling half of the average annual increase.
When deciding which measures to adopt for the purposes of deploying energy from renewable sources in the heating and cooling sector, Member States may take into account cost-effectiveness reflecting structural barriers arising from the high share of natural gas or cooling, or from a dispersed settlement structure with low population density.
Where those measures would result in a lower average annual increase than that referred to in paragraph 1 of this Article, Member States shall make it public, for instance by the means of their integrated national energy and climate progress reports pursuant to Article 20 of Regulation (EU) 2018/1999, and provide the Commission with reasons, including of choice of measures as referred to the second subparagraph of this paragraph.
3.   On the basis of objective and non-discriminatory criteria, Member States may establish and make public a list of measures and may designate and make public the implementing entities, such as fuel suppliers, public or professional bodies, which are to contribute to the average annual increase referred to in paragraph 1.
4.   Member States may implement the average annual increase referred to in paragraph 1 by means, 
inter alia
, of one or more of the following options:
(a)
physical incorporation of renewable energy or waste heat and cold in the energy and energy fuel supplied for heating and cooling;
(b)
direct mitigation measures such as the installation of highly efficient renewable heating and cooling systems in buildings, or the use of renewable energy or waste heat and cold in industrial heating and cooling processes;
(c)
indirect mitigation measures covered by tradable certificates proving compliance with the obligation laid down in paragraph 1 through support to indirect mitigation measures, carried out by another economic operator such as an independent renewable technology installer or energy service company providing renewable installation services;
(d)
other policy measures, with an equivalent effect, to reach the average annual increase referred to in paragraph 1, including fiscal measures or other financial incentives.
When adopting and implementing the measures referred to in the first subparagraph, Member States shall aim to ensure the accessibility of measures to all consumers, in particular those in low-income or vulnerable households, who would not otherwise possess sufficient up-front capital to benefit.
5.   Member States may use the structures established under the national energy savings obligations set out in Article 7 of Directive 2012/27/EU to implement and monitor the measures referred to in paragraph 3 of this Article.
6.   Where entities are designated under paragraph 3, Member States shall ensure that the contribution by those designated entities is measurable and verifiable and that the designated entities report annually on:
(a)
the total amount of energy supplied for heating and cooling;
(b)
the total amount of renewable energy supplied for heating and cooling;
(c)
the amount of waste heat and cold supplied for heating and cooling;
(d)
the share of renewable energy and waste heat and cold in the total amount of energy supplied for heating and cooling; and
(e)
the type of renewable energy source.
Article 24
District heating and cooling
1.   Member States shall ensure that information on the energy performance and the share of renewable energy in their district heating and cooling systems is provided to final consumers in an easily accessible manner, such as on the suppliers' websites, on annual bills or upon request.
2.   Member States shall lay down the necessary measures and conditions to allow customers of district heating or cooling systems which are not efficient district heating and cooling systems, or which are not such a system by 31 December 2025 on the basis of a plan approved by the competent authority, to disconnect by terminating or modifying their contract in order to produce heating or cooling from renewable sources themselves.
Where the termination of a contract is linked to physical disconnection, such a termination may be made conditional on compensation for the costs directly incurred as a result of the physical disconnection and for the undepreciated portion of assets needed to provide heat and cold to that customer.
3.   Member States may restrict the right to disconnect by terminating or modifying a contract in accordance with paragraph 2 to customers who can demonstrate that the planned alternative supply solution for heating or cooling results in a significantly better energy performance. The energy-performance assessment of the alternative supply solution may be based on the energy performance certificate.
4.   Member States shall lay down the necessary measures to ensure that district heating and cooling systems contribute to the increase referred to in Article 23(1) of this Directive by implementing at least one of the two following options:
(a)
Endeavour to increase the share of energy from renewable sources and from waste heat and cold in district heating and cooling by at least one percentage point as an annual average calculated for the period 2021 to 2025 and for the period 2026 to 2030, starting from the share of energy from renewable sources and from waste heat and cold in district heating and cooling in 2020, expressed in terms of share of final energy consumption in district heating and cooling, by implementing measures that can be expected to trigger that average annual increase in years with normal climatic conditions.
Member States with a share of energy from renewable sources and from waste heat and cold in district heating and cooling above 60 % may count any such share as fulfilling the average annual increase referred to in the first subparagraph of this point.
Member States shall lay down the necessary measures to implement the average annual increase referred to in the first subparagraph of this point in their integrated national energy and climate plans pursuant to Annex I to Regulation (EU) 2018/1999.
(b)
Ensure that operators of district heating or cooling systems are obliged to connect suppliers of energy from renewable sources and from waste heat and cold or are obliged to offer to connect and purchase heat or cold from renewable sources and from waste heat and cold from third-party suppliers based on non-discriminatory criteria set by the competent authority of the Member State concerned, where they need to do one or more of the following:
(i)
meet demand from new customers;
(ii)
replace existing heat or cold generation capacity;
(iii)
expand existing heat or cold generation capacity.
5.   Where a Member State exercises the option referred to in point (b) of paragraph 4, an operator of a district heating or cooling system may refuse to connect and to purchase heat or cold from a third-party supplier where:
(a)
the system lacks the necessary capacity due to other supplies of waste heat and cold, of heat or cold from renewable sources or of heat or cold produced by high-efficiency cogeneration;
(b)
the heat or cold from the third-party supplier does not meet the technical parameters necessary to connect and ensure the reliable and safe operation of the district heating and cooling system; or
(c)
the operator can demonstrate that providing access would lead to an excessive heat or cold cost increase for final customers compared to the cost of using the main local heat or cold supply with which the renewable source or waste heat and cold would compete.
Member States shall ensure that, when an operator of a district heating or cooling system refuses to connect a supplier of heating or cooling pursuant to the first subparagraph, information on the reasons for the refusal, as well as the conditions to be met and measures to be taken in the system in order to enable the connection, is provided by that operator to the competent authority in accordance with paragraph 9.
6.   Where a Member State exercises the option referred to in point (b) of paragraph 4, it may exempt operators of the following district heating and cooling systems from the application of that point:
(a)
efficient district heating and cooling;
(b)
efficient district heating and cooling that exploits high-efficiency cogeneration;
(c)
district heating and cooling that, on the basis of a plan approved by the competent authority, is efficient district heating and cooling by 31 December 2025;
(d)
district heating and cooling with a total rated thermal input below 20 MW.
7.   The right to disconnect by terminating or modifying a contract in accordance with paragraph 2 may be exercised by individual customers, by joint undertakings formed by customers or by parties acting on behalf of customers. For multi-apartment blocks, such disconnection may be exercised only at a whole building level in accordance with the applicable housing law.
8.   Member States shall require electricity distribution system operators to assess at least every four years, in cooperation with the operators of district heating or cooling systems in their respective area, the potential for district heating or cooling systems to provide balancing and other system services, including demand response and storing of excess electricity from renewable sources, and whether the use of the identified potential would be more resource- and cost-efficient than alternative solutions.
9.   Member States shall ensure that the rights of consumers and the rules for operating district heating and cooling systems in accordance with this Article are clearly defined and enforced by the competent authority.
10.   A Member State shall not be required to apply paragraphs 2 to 9 of this Article where:
(a)
its share of district heating and cooling is less than or equal to 2 % of the overall consumption of energy in heating and cooling on 24 December 2018;
(b)
its share of district heating and cooling is increased above 2 % by developing new efficient district heating and cooling based on its integrated national energy and climate plan pursuant to Annex I to Regulation (EU) 2018/1999 or the assessment referred to in Article 15(7) of this Directive; or
(c)
its share of systems referred to in paragraph 6 of this Article constitutes over 90 % of total sales of its district heating and cooling.
Article 25
Mainstreaming renewable energy in the transport sector
1.   In order to mainstream the use of renewable energy in the transport sector, each Member State shall set an obligation on fuel suppliers to ensure that the share of renewable energy within the final consumption of energy in the transport sector is at least 14 % by 2030 (minimum share) in accordance with an indicative trajectory set by the Member State and calculated in accordance with the methodology set out in this Article and in Articles 26 and 27. The Commission shall assess that obligation, with a view to submitting, by 2023, a legislative proposal to increase it in the event of further substantial costs reductions in the production of renewable energy, where necessary to meet the Union's international commitments for decarbonisation, or where justified on the grounds of a significant decrease in energy consumption in the Union.
Member States may exempt, or distinguish between, different fuel suppliers and different energy carriers when setting the obligation on the fuel suppliers, ensuring that the varying degrees of maturity and the cost of different technologies are taken into account.
For the calculation of the minimum share referred to in the first subparagraph, Member States:
(a)
shall take into account renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin also when they are used as intermediate products for the production of conventional fuels; and
(b)
may take into account recycled carbon fuels.
Within the minimum share referred to in the first subparagraph, the contribution of advanced biofuels and biogas produced from the feedstock listed in Part A of Annex IX as a share of final consumption of energy in the transport sector shall be at least 0,2 % in 2022, at least 1 % in 2025 and at least 3,5 % in 2030.
Member States may exempt fuel suppliers supplying fuel in the form of electricity or renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin from the requirement to comply with the minimum share of advanced biofuels and biogas produced from the feedstock listed in Part A of Annex IX with respect to those fuels.
When setting the obligation referred to in the first and fourth subparagraphs to ensure the achievement of the share set out therein, Member States may do so, 
inter alia
, by means of measures targeting volumes, energy content or greenhouse gas emissions, provided that it is demonstrated that the minimum shares referred to in the first and fourth subparagraphs are achieved.
2.   The greenhouse gas emissions savings from the use of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin shall be at least 70 % from 1 January 2021.
By 1 January 2021, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 35 to supplement this Directive by establishing appropriate minimum thresholds for greenhouse gas emissions savings of recycled carbon fuels through a life-cycle assessment that takes into account the specificities of each fuel.
Article 26
Specific rules for biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from food and feed crops
1.   For the calculation of a Member State's gross final consumption of energy from renewable sources referred to in Article 7 and the minimum share referred to in the first subparagraph of Article 25(1), the share of biofuels and bioliquids, as well as of biomass fuels consumed in transport, where produced from food and feed crops, shall be no more than one percentage point higher than the share of such fuels in the final consumption of energy in the road and rail transport sectors in 2020 in that Member State, with a maximum of 7 % of final consumption of energy in the road and rail transport sectors in that Member State.
Where that share is below 1 % in a Member State, it may be increased to a maximum of 2 % of the final consumption of energy in the road and rail transport sectors.
Member States may set a lower limit and may distinguish, for the purposes of Article 29(1), between different biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from food and feed crops, taking into account best available evidence on indirect land-use change impact. Member States may, for example, set a lower limit for the share of biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from oil crops.
Where the share of biofuels and bioliquids, as well as of biomass fuels consumed in transport, produced from food and feed crops in a Member State is limited to a share lower than 7 % or a Member State decides to limit the share further, that Member State may reduce the minimum share referred to in the first subparagraph of Article 25(1) accordingly, by a maximum of 7 percentage points.
2.   For the calculation of a Member State's gross final consumption of energy from renewable sources referred to in Article 7 and the minimum share referred to in the first subparagraph of Article 25(1), the share of high indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids or biomass fuels produced from food and feed crops for which a significant expansion of the production area into land with high-carbon stock is observed shall not exceed the level of consumption of such fuels in that Member State in 2019, unless they are certified to be low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids or biomass fuels pursuant to this paragraph.
From 31 December 2023 until 31 December 2030 at the latest, that limit shall gradually decrease to 0 %.
By 1 February 2019, the Commission shall submit to the European Parliament and to the Council a report on the status of worldwide production expansion of the relevant food and feed crops.
By 1 February 2019, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 35 to supplement this Directive by setting out the criteria for certification of low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels and for determining the high indirect land-use change-risk feedstock for which a significant expansion of the production area into land with high-carbon stock is observed. The report and the accompanying delegated act shall be based on the best available scientific data.
By 1 September 2023, the Commission shall review the criteria laid down in the delegated act referred to in the fourth subparagraph based on the best available scientific data and shall adopt delegated acts in accordance with Article 35 to amend such criteria, where appropriate, and to include a trajectory to gradually decrease the contribution to the Union target set in Article 3(1) and to the minimum share referred to in the first subparagraph of Article 25(1), of high indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from feedstock for which a significant expansion of the production into land with high-carbon stock is observed.
Article 27
Calculation rules with regard to the minimum shares of renewable energy in the transport sector
1.   For the calculation of the minimum shares referred to in the first and fourth subparagraphs of Article 25(1), the following provisions shall apply:
(a)
for the calculation of the denominator, that is the energy content of road- and rail- transport fuels supplied for consumption or use on the market, petrol, diesel, natural gas, biofuels, biogas, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, recycled carbon fuels and electricity supplied to the road and rail transport sectors, shall be taken into account;
(b)
for the calculation of the numerator, that is the amount of energy from renewable sources consumed in the transport sector for the purposes of the first subparagraph of Article 25(1), the energy content of all types of energy from renewable sources supplied to all transport sectors, including renewable electricity supplied to the road and rail transport sectors, shall be taken into account. Member States may also take into account recycled carbon fuels.
For the calculation of the numerator, the share of biofuels and biogas produced from the feedstock listed in Part B of Annex IX shall, except for in Cyprus and Malta, be limited to 1,7 % of the energy content of transport fuels supplied for consumption or use on the market. Member States may, where justified, modify that limit, taking into account the availability of feedstock. Any such modification shall be subject to approval by the Commission;
(c)
for the calculation of both numerator and denominator, the values regarding the energy content of transport fuels set out in Annex III shall be used. For the determination of the energy content of transport fuels not included in Annex III, the Member States shall use the relevant ESO standards for the determination of the calorific values of fuels. Where no ESO standard has been adopted for that purpose, the relevant ISO standards shall be used. The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 35 to amend this Directive by adapting the energy content of transport fuels, as set out in Annex III, in accordance with scientific and technical progress.
2.   For the purposes of demonstrating compliance with the minimum shares referred to in Article 25(1):
(a)
the share of biofuels and biogas for transport produced from the feedstock listed in Annex IX may be considered to be twice its energy content;
(b)
the share of renewable electricity shall be considered to be four times its energy content when supplied to road vehicles and may be considered to be 1,5 times its energy content when supplied to rail transport;
(c)
with the exception of fuels produced from food and feed crops, the share of fuels supplied in the aviation and maritime sectors shall be considered to be 1,2 times their energy content.
3.   For the calculation of the share of renewable electricity in the electricity supplied to road and rail vehicles for the purposes of paragraph 1 of this Article, Member States shall refer to the two-year period before the year in which the electricity is supplied in their territory.
By way of derogation from the first subparagraph of this paragraph, to determine the share of electricity for the purposes of paragraph 1 of this Article, in the case of electricity obtained from a direct connection to an installation generating renewable electricity and supplied to road vehicles, that electricity shall be fully counted as renewable.
In order to ensure that the expected increase in demand for electricity in the transport sector beyond the current baseline is met with additional renewable energy generation capacity, the Commission shall develop a framework on additionality in the transport sector and shall develop different options with a view to determining the baseline of Member States and measuring additionality.
For the purposes of this paragraph, where electricity is used for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, either directly or for the production of intermediate products, the average share of electricity from renewable sources in the country of production, as measured two years before the year in question, shall be used to determine the share of renewable energy.
However, electricity obtained from direct connection to an installation generating renewable electricity may be fully counted as renewable electricity where it is used for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, provided that the installation:
(a)
comes into operation after, or at the same time as, the installation producing the renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin; and
(b)
is not connected to the grid or is connected to the grid but evidence can be provided that the electricity concerned has been supplied without taking electricity from the grid.
Electricity that has been taken from the grid may be counted as fully renewable provided that it is produced exclusively from renewable sources and the renewable properties and other appropriate criteria have been demonstrated, ensuring that the renewable properties of that electricity are claimed only once and only in one end-use sector.
By 31 December 2021, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 35 to supplement this Directive by establishing a Union methodology setting out detailed rules by which economic operators are to comply with the requirements laid down in the fifth and sixth subparagraphs of this paragraph.
Article 28
Other provisions on renewable energy in the transport sector
1.   With a view to minimising the risk of single consignments being claimed more than once in the Union, Member States and the Commission shall strengthen cooperation among national systems and between national systems and voluntary schemes and verifiers established pursuant to Article 30, including, where appropriate, the exchange of data. Where the competent authority of one Member State suspects or detects a fraud, it shall, where appropriate, inform the other Member States.
2.   The Commission shall ensure that a Union database is put in place to enable the tracing of liquid and gaseous transport fuels that are eligible for being counted towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1) or that are taken into account for the purposes referred to in points (a), (b), and (c) of the first subparagraph of Article 29(1). Member States shall require the relevant economic operators to enter into that database information on the transactions made and the sustainability characteristics of those fuels, including their life-cycle greenhouse gas emissions, starting from their point of production to the fuel supplier that places the fuel on the market. A Member State may set up a national database that is linked to the Union database ensuring that information entered is instantly transferred between the databases.
Fuel suppliers shall enter the information necessary to verify compliance with the requirements laid down in the first and fourth subparagraphs of Article 25(1) into the relevant database.
3.   By 31 December 2021, Member States shall take measures to ensure the availability of fuels from renewable sources for transport including with regard to publicly accessible high-power recharging points and other refuelling infrastructure as provided for in their national policy frameworks in accordance with Directive 2014/94/EU.
4.   Member States shall have access to the Union database referred to in paragraph 2 of this Article. They shall take measures to ensure that economic operators enter accurate information into the relevant database. The Commission shall require the schemes that are the subject of a decision pursuant to Article 30(4) of this Directive to verify compliance with that requirement when checking compliance with the sustainability criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels. It shall publish, every two years, aggregated information from the Union database pursuant to Annex VIII to Regulation (EU) 2018/1999.
5.   By 31 December 2021, the Commission shall adopt delegated acts in accordance with Article 35 to supplement this Directive by specifying the methodology to determine the share of biofuel, and biogas for transport, resulting from biomass being processed with fossil fuels in a common process, and by specifying the methodology for assessing greenhouse gas emissions savings from renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and from recycled carbon fuels, which shall ensure that credit for avoided emissions is not given for CO
2
 the capture of which has already received an emission credit under other provisions of law.
6.   By 25 June 2019 and every two years thereafter, the Commission shall review the list of feedstock set out in Parts A and B of Annex IX with a view to adding feedstock in accordance with the principles set out in the third subparagraph.
The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 35 to amend the list of feedstock set out in Parts A and B of Annex IX by adding, but not removing, feedstock. Feedstock that can be processed only with advanced technologies shall be added to Part A of Annex IX. Feedstock that can be processed into biofuels, or biogas for transport, with mature technologies shall be added to Part B of Annex IX.
Such delegated acts shall be based on an analysis of the potential of the raw material as feedstock for the production of biofuels and biogas for transport, taking into account all of the following:
(a)
the principles of the circular economy and of the waste hierarchy established in Directive 2008/98/EC;
(b)
the Union sustainability criteria laid down in Article 29(2) to (7);
(c)
the need to avoid significant distortive effects on markets for (by-)products, wastes or residues;
(d)
the potential for delivering substantial greenhouse gas emissions savings compared to fossil fuels based on a life-cycle assessment of emissions;
(e)
the need to avoid negative impacts on the environment and biodiversity;
(f)
the need to avoid creating an additional demand for land.
7.   By 31 December 2025, in the context of the biennial assessment of progress made pursuant to Regulation (EU) 2018/1999, the Commission shall assess whether the obligation relating to advanced biofuels and biogas produced from feedstock listed in Part A of Annex IX laid down in the fourth subparagraph of Article 25(1) effectively stimulates innovation and ensures greenhouse gas emissions savings in the transport sector. The Commission shall analyse in that assessment whether the application of this Article effectively avoids double accounting of renewable energy.
The Commission shall, if appropriate, submit a proposal to amend the obligation relating to advanced biofuels and biogas produced from feedstock listed in Part A of Annex IX laid down in the fourth subparagraph of Article 25(1).
Article 29
Sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels
1.   Energy from biofuels, bioliquids and biomass fuels shall be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of this subparagraph only if they fulfil the sustainability and the greenhouse gas emissions saving criteria laid down in paragraphs 2 to 7 and 10:
(a)
contributing towards the Union target set in Article 3(1) and the renewable energy shares of Member States;
(b)
measuring compliance with renewable energy obligations, including the obligation laid down in Article 25;
(c)
eligibility for financial support for the consumption of biofuels, bioliquids and biomass fuels.
However, biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from waste and residues, other than agricultural, aquaculture, fisheries and forestry residues, are required to fulfil only the greenhouse gas emissions saving criteria laid down in paragraph 10 in order to be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph. This subparagraph shall also apply to waste and residues that are first processed into a product before being further processed into biofuels, bioliquids and biomass fuels.
Electricity, heating and cooling produced from municipal solid waste shall not be subject to the greenhouse gas emissions saving criteria laid down in paragraph 10.
Biomass fuels shall fulfil the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in paragraphs 2 to 7 and 10 if used in installations producing electricity, heating and cooling or fuels with a total rated thermal input equal to or exceeding 20 MW in the case of solid biomass fuels, and with a total rated thermal input equal to or exceeding 2 MW in the case of gaseous biomass fuels. Member States may apply the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria to installations with lower total rated thermal input.
The sustainability and the greenhouse gas emissions saving criteria laid down in paragraphs 2 to 7 and 10 shall apply irrespective of the geographical origin of the biomass.
2.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from waste and residues derived not from forestry but from agricultural land shall be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 only where operators or national authorities have monitoring or management plans in place in order to address the impacts on soil quality and soil carbon. Information about how those impacts are monitored and managed shall be reported pursuant to Article 30(3).
3.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from agricultural biomass taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 shall not be made from raw material obtained from land with a high biodiversity value, namely land that had one of the following statuses in or after January 2008, whether or not the land continues to have that status:
(a)
primary forest and other wooded land, namely forest and other wooded land of native species, where there is no clearly visible indication of human activity and the ecological processes are not significantly disturbed;
(b)
highly biodiverse forest and other wooded land which is species-rich and not degraded, or has been identified as being highly biodiverse by the relevant competent authority, unless evidence is provided that the production of that raw material did not interfere with those nature protection purposes;
(c)
areas designated:
(i)
by law or by the relevant competent authority for nature protection purposes; or
(ii)
for the protection of rare, threatened or endangered ecosystems or species recognised by international agreements or included in lists drawn up by intergovernmental organisations or the International Union for the Conservation of Nature, subject to their recognition in accordance with the first subparagraph of Article 30(4),
unless evidence is provided that the production of that raw material did not interfere with those nature protection purposes;
(d)
highly biodiverse grassland spanning more than one hectare that is:
(i)
natural, namely grassland that would remain grassland in the absence of human intervention and that maintains the natural species composition and ecological characteristics and processes; or
(ii)
non-natural, namely grassland that would cease to be grassland in the absence of human intervention and that is species-rich and not degraded and has been identified as being highly biodiverse by the relevant competent authority, unless evidence is provided that the harvesting of the raw material is necessary to preserve its status as highly biodiverse grassland.
The Commission may adopt implementing acts further specifying the criteria by which to determine which grassland are to be covered by point (d) of the first subparagraph of this paragraph. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
4.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from agricultural biomass taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 shall not be made from raw material obtained from land with high-carbon stock, namely land that had one of the following statuses in January 2008 and no longer has that status:
(a)
wetlands, namely land that is covered with or saturated by water permanently or for a significant part of the year;
(b)
continuously forested areas, namely land spanning more than one hectare with trees higher than five metres and a canopy cover of more than 30 %, or trees able to reach those thresholds 
in situ
;
(c)
land spanning more than one hectare with trees higher than five metres and a canopy cover of between 10 % and 30 %, or trees able to reach those thresholds 
in situ
, unless evidence is provided that the carbon stock of the area before and after conversion is such that, when the methodology laid down in Part C of Annex V is applied, the conditions laid down in paragraph 10 of this Article would be fulfilled.
This paragraph shall not apply if, at the time the raw material was obtained, the land had the same status as it had in January 2008.
5.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from agricultural biomass taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 shall not be made from raw material obtained from land that was peatland in January 2008, unless evidence is provided that the cultivation and harvesting of that raw material does not involve drainage of previously undrained soil.
6.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from forest biomass taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 shall meet the following criteria to minimise the risk of using forest biomass derived from unsustainable production:
(a)
the country in which forest biomass was harvested has national or sub-national laws applicable in the area of harvest as well as monitoring and enforcement systems in place ensuring:
(i)
the legality of harvesting operations;
(ii)
forest regeneration of harvested areas;
(iii)
that areas designated by international or national law or by the relevant competent authority for nature protection purposes, including in wetlands and peatlands, are protected;
(iv)
that harvesting is carried out considering maintenance of soil quality and biodiversity with the aim of minimising negative impacts; and
(v)
that harvesting maintains or improves the long-term production capacity of the forest;
(b)
when evidence referred to in point (a) of this paragraph is not available, the biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from forest biomass shall be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 if management systems are in place at forest sourcing area level ensuring:
(i)
the legality of harvesting operations;
(ii)
forest regeneration of harvested areas;
(iii)
that areas designated by international or national law or by the relevant competent authority for nature protection purposes, including in wetlands and peatlands, are protected unless evidence is provided that the harvesting of that raw material does not interfere with those nature protection purposes;
(iv)
that harvesting is carried out considering the maintenance of soil quality and biodiversity with the aim of minimising negative impacts; and
(v)
that harvesting maintains or improves the long-term production capacity of the forest.
7.   Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from forest biomass taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 shall meet the following land-use, land-use change and forestry (LULUCF) criteria:
(a)
the country or regional economic integration organisation of origin of the forest biomass:
(i)
is a Party to the Paris Agreement;
(ii)
has submitted a nationally determined contribution (NDC) to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC), covering emissions and removals from agriculture, forestry and land use which ensures that changes in carbon stock associated with biomass harvest are accounted towards the country's commitment to reduce or limit greenhouse gas emissions as specified in the NDC; or
(iii)
has national or sub-national laws in place, in accordance with Article 5 of the Paris Agreement, applicable in the area of harvest, to conserve and enhance carbon stocks and sinks, and providing evidence that reported LULUCF-sector emissions do not exceed removals;
(b)
where evidence referred to in point (a) of this paragraph is not available, the biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from forest biomass shall be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 if management systems are in place at forest sourcing area level to ensure that carbon stocks and sinks levels in the forest are maintained, or strengthened over the long term.
8.   By 31 January 2021, the Commission shall adopt implementing acts establishing the operational guidance on the evidence for demonstrating compliance with the criteria laid down in paragraphs 6 and 7 of this Article. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
9.   By 31 December 2026, the Commission shall assess whether the criteria laid down in paragraphs 6 and 7 effectively minimise the risk of using forest biomass derived from unsustainable production and address LULUCF criteria, on the basis of the available data.
The Commission shall, if appropriate, submit a legislative proposal to amend the criteria laid down in paragraphs 6 and 7 for the period after 2030.
10.   The greenhouse gas emission savings from the use of biofuels, bioliquids and biomass fuels taken into account for the purposes referred to in paragraph 1 shall be:
(a)
at least 50 % for biofuels, biogas consumed in the transport sector, and bioliquids produced in installations in operation on or before 5 October 2015;
(b)
at least 60 % for biofuels, biogas consumed in the transport sector, and bioliquids produced in installations starting operation from 6 October 2015 until 31 December 2020;
(c)
at least 65 % for biofuels, biogas consumed in the transport sector, and bioliquids produced in installations starting operation from 1 January 2021;
(d)
at least 70 % for electricity, heating and cooling production from biomass fuels used in installations starting operation from 1 January 2021 until 31 December 2025, and 80 % for installations starting operation from 1 January 2026.
An installation shall be considered to be in operation once the physical production of biofuels, biogas consumed in the transport sector and bioliquids, and the physical production of heating and cooling and electricity from biomass fuels has started.
The greenhouse gas emission savings from the use of biofuels, biogas consumed in the transport sector, bioliquids and biomass fuels used in installations producing heating, cooling and electricity shall be calculated in accordance with Article 31(1).
11.   Electricity from biomass fuels shall be taken into account for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 only if it meets one or more of the following requirements:
(a)
it is produced in installations with a total rated thermal input below 50 MW;
(b)
for installations with a total rated thermal input from 50 to 100 MW, it is produced applying high-efficiency cogeneration technology, or, for electricity-only installations, meeting an energy efficiency level associated with the best available techniques (BAT-AEELs) as defined in Commission Implementing Decision (EU) 2017/1442 
(
26
)
;
(c)
for installations with a total rated thermal input above 100 MW, it is produced applying high-efficiency cogeneration technology, or, for electricity-only installations, achieving an net-electrical efficiency of at least 36 %;
(d)
it is produced applying Biomass CO
2
 Capture and Storage.
For the purposes of points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 of this Article, electricity-only-installations shall be taken into account only if they do not use fossil fuels as a main fuel and only if there is no cost-effective potential for the application of high-efficiency cogeneration technology according to the assessment in accordance with Article 14 of Directive 2012/27/EU.
For the purposes of points (a) and (b) of the first subparagraph of paragraph 1 of this Article, this paragraph shall apply only to installations starting operation or converted to the use of biomass fuels after 25 December 2021. For the purposes of point (c) of the first subparagraph of paragraph 1 of this Article, this paragraph shall be without prejudice to support granted under support schemes in accordance with Article 4 approved by 25 December 2021.
Member States may apply higher energy efficiency requirements than those referred in the first subparagraph to installations with lower rated thermal input.
The first subparagraph shall not apply to electricity from installations which are the object of a specific notification by a Member State to the Commission based on the duly substantiated existence of risks for the security of supply of electricity. Upon assessment of the notification, the Commission shall adopt a decision taking into account the elements included therein.
12.   For the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1 of this Article, and without prejudice to Articles 25 and 26, Member States shall not refuse to take into account, on other sustainability grounds, biofuels and bioliquids obtained in compliance with this Article. This paragraph shall be without prejudice to public support granted under support schemes approved before 24 December 2018.
13.   For the purposes referred to in point (c) of the first subparagraph of paragraph 1 of this Article, Member States may derogate, for a limited period of time, from the criteria laid down in paragraphs 2 to 7 and 10 and 11 of this Article by adopting different criteria for:
(a)
installations located in an outermost region as referred to in Article 349 TFEU to the extent that such facilities produce electricity or heating or cooling from biomass fuels; and
(b)
biomass fuels used in the installations referred to in point (a) of this subparagraph, irrespective of the place of origin of that biomass, provided that such criteria are objectively justified on the grounds that their aim is to ensure, for that outermost region, a smooth phase-in of the criteria laid down in paragraphs 2 to 7 and 10 and 11 of this Article and thereby incentivise the transition from fossil fuels to sustainable biomass fuels.
The different criteria referred to in this paragraph shall be subject to a specific notification by the relevant Member State to the Commission.
14.   For the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of paragraph 1, Member States may establish additional sustainability criteria for biomass fuels.
By 31 December 2026, the Commission shall assess the impact of such additional criteria on the internal market, accompanied, if necessary, by a proposal to ensure harmonisation thereof.
Article 30
Verification of compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria
1.   Where biofuels, bioliquids and biomass fuels, or other fuels that are eligible for counting towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1), are to be taken into account for the purposes referred to in Articles 23 and 25 and in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of Article 29(1), Member States shall require economic operators to show that the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10) have been fulfilled. For those purposes, they shall require economic operators to use a mass balance system which:
(a)
allows consignments of raw material or fuels with differing sustainability and greenhouse gas emissions saving characteristics to be mixed for instance in a container, processing or logistical facility, transmission and distribution infrastructure or site;
(b)
allows consignments of raw material with differing energy content to be mixed for the purposes of further processing, provided that the size of consignments is adjusted according to their energy content;
(c)
requires information about the sustainability and greenhouse gas emissions saving characteristics and sizes of the consignments referred to in point (a) to remain assigned to the mixture; and
(d)
provides for the sum of all consignments withdrawn from the mixture to be described as having the same sustainability characteristics, in the same quantities, as the sum of all consignments added to the mixture and requires that this balance be achieved over an appropriate period of time.
The mass balance system shall ensure that each consignment is counted only once in point (a), (b) or (c) of the first subparagraph of Article 7(1) for the purposes of calculating the gross final consumption of energy from renewable sources and shall include information on whether support has been provided for the production of that consignment, and if so, on the type of support scheme.
2.   Where a consignment is processed, information on the sustainability and greenhouse gas emissions saving characteristics of the consignment shall be adjusted and assigned to the output in accordance with the following rules:
(a)
when the processing of a consignment of raw material yields only one output that is intended for the production of biofuels, bioliquids or biomass fuels, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, or recycled carbon fuels, the size of the consignment and the related quantities of sustainability and greenhouse gas emissions saving characteristics shall be adjusted applying a conversion factor representing the ratio between the mass of the output that is intended for such production and the mass of the raw material entering the process;
(b)
when the processing of a consignment of raw material yields more than one output that is intended for the production of biofuels, bioliquids or biomass fuels, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, or recycled carbon fuels, for each output a separate conversion factor shall be applied and a separate mass balance shall be used.
3.   Member States shall take measures to ensure that economic operators submit reliable information regarding the compliance with the greenhouse gas emissions savings thresholds set in, and adopted pursuant to, Article 25(2), and with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10), and that economic operators make available to the relevant Member State, upon request, the data that were used to develop the information. Member States shall require economic operators to arrange for an adequate standard of independent auditing of the information submitted, and to provide evidence that this has been done. In order to comply with point (a) of Article 29(6) and point (a) of Article 29(7), the first or second party auditing may be used up to the first gathering point of the forest biomass. The auditing shall verify that the systems used by economic operators are accurate, reliable and protected against fraud, including verification ensuring that materials are not intentionally modified or discarded so that the consignment or part thereof could become a waste or residue. It shall evaluate the frequency and methodology of sampling and the robustness of the data.
The obligations laid down in this paragraph shall apply regardless of whether the biofuels, bioliquids, biomass fuels, renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin, or recycled carbon fuels are produced within the Union or are imported. Information about the geographic origin and feedstock type of biofuels, bioliquids and biomass fuels per fuel supplier shall be made available to consumers on the websites of operators, suppliers or the relevant competent authorities and shall be updated on an annual basis.
Member States shall submit to the Commission, in aggregated form, the information referred to in the first subparagraph of this paragraph. The Commission shall publish that information on the e-reporting platform referred to in Article 28 of Regulation (EU) 2018/1999 in summary form preserving the confidentiality of commercially sensitive information.
4.   The Commission may decide that voluntary national or international schemes setting standards for the production of biofuels, bioliquids or biomass fuels, or other fuels that are eligible for counting towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1), provide accurate data on greenhouse gas emission savings for the purposes of Article 25(2) and Article 29(10), demonstrate compliance with Article 27(3) and Article 28(2) and (4), or demonstrate that consignments of biofuels, bioliquids or biomass fuels comply with the sustainability criteria laid down in Article 29(2) to (7). When demonstrating that the criteria laid down in Article 29(6) and (7) are met, the operators may provide the required evidence directly at sourcing area level. The Commission may recognise areas for the protection of rare, threatened or endangered ecosystems or species recognised by international agreements or included in lists drawn up by intergovernmental organisations or the International Union for the Conservation of Nature for the purposes of point (c)(ii) of the first subparagraph of Article 29(3).
The Commission may decide that those schemes contain accurate information on measures taken for soil, water and air protection, for the restoration of degraded land, for the avoidance of excessive water consumption in areas where water is scarce, and for certification of biofuels, bioliquids and biomass fuels with low indirect land-use change-risk.
5.   The Commission shall adopt decisions under paragraph 4 of this Article by means of implementing acts. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3). Such decisions shall be valid for a period of no more than five years.
The Commission shall require that each voluntary scheme on which a decision has been adopted under paragraph 4 submit annually by 30 April a report to the Commission covering each of the points set out in Annex IX to Regulation (EU) 2018/1999. The report shall cover the preceding calendar year. The requirement to submit a report shall apply only to voluntary schemes that have operated for at least 12 months.
The Commission shall make the reports drawn up by the voluntary schemes available, in an aggregated form or in full if appropriate, on the e-reporting platform referred to in Article 28 of Regulation (EU) 2018/1999.
6.   Member States may set up national schemes where compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10) and with the greenhouse gas emissions savings thresholds for renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and recycled carbon fuels set in, and adopted pursuant to, Article 25(2) and in accordance with Article 28(5) is verified throughout the entire chain of custody involving competent national authorities.
A Member State may notify such a national scheme to the Commission. The Commission shall give priority to the assessment of such a scheme in order to facilitate mutual bilateral and multilateral recognition of schemes for verification of compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria for biofuels, bioliquids and biomass fuels and with the greenhouse gas emissions savings thresholds for other fuels that are eligible for counting towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1). The Commission may decide, by means of implementing acts, whether such a notified national scheme complies with the conditions laid down in this Directive. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
Where the decision is positive, schemes established in accordance with this Article shall not refuse mutual recognition with that Member State's scheme, as regards verification of compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10) and the greenhouse gas emissions savings thresholds set in, and adopted pursuant to, Article 25(2).
7.   The Commission shall adopt decisions under paragraph 4 of this Article only if the scheme in question meets adequate standards of reliability, transparency and independent auditing and provides adequate assurances that no materials have been intentionally modified or discarded so that the consignment or part thereof would fall under Annex IX. In the case of schemes to measure greenhouse gas emissions savings, such schemes shall also comply with the methodological requirements set out in Annex V or VI. Lists of areas of high biodiversity value as referred to in point (c)(ii) of the first subparagraph of Article 29(3) shall meet adequate standards of objectivity and coherence with internationally recognised standards and provide for appropriate appeal procedures.
The voluntary schemes referred to in paragraph 4 shall, at least annually, publish a list of their certification bodies used for independent auditing, indicating for each certification body by which entity or national public authority it was recognised and which entity or national public authority is monitoring it.
8.   In order to ensure that compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria as well as with the provisions on low or high direct and indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels is verified in an efficient and harmonised manner and in particular to prevent fraud, the Commission shall adopt implementing acts specifying detailed implementing rules, including adequate standards of reliability, transparency and independent auditing and require all voluntary schemes to apply those standards. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
In those implementing acts, the Commission shall pay particular attention to the need to minimise administrative burden. The implementing acts shall set a time frame by which voluntary schemes are required to implement the standards. The Commission may repeal decisions recognising voluntary schemes pursuant to paragraph 4 in the event that those schemes fail to implement such standards in the time frame provided for. Where a Member State raises concerns that a voluntary scheme does not operate in accordance with the standards of reliability, transparency and independent auditing that constitute the basis for decisions under paragraph 4, the Commission shall investigate the matter and take appropriate action.
9.   Where an economic operator provides evidence or data obtained in accordance with a scheme that has been the subject of a decision pursuant to paragraph 4 or 6 of this Article, to the extent covered by that decision, a Member State shall not require the supplier to provide further evidence of compliance with the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10).
Competent authorities of the Member States shall supervise the operation of certification bodies that are conducting independent auditing under a voluntary scheme. Certification bodies shall submit, upon the request of competent authorities, all relevant information necessary to supervise the operation, including the exact date, time and location of audits. Where Member States find issues of non-conformity, they shall inform the voluntary scheme without delay.
10.   At the request of a Member State, which may be based on the request of an economic operator, the Commission shall, on the basis of all available evidence, examine whether the sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria laid down in Article 29(2) to (7) and (10) in relation to a source of biofuels, bioliquids and biomass fuels, and the greenhouse gas emissions savings thresholds set in, and adopted pursuant to, Article 25(2), have been met.
Within six months of receipt of such a request and in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3), the Commission shall, by means of implementing acts, decide whether the Member State concerned may either:
(a)
take into account biofuels, bioliquids, biomass fuels and other fuels that are eligible for counting towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1) from that source for the purposes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph of Article 29(1); or
(b)
by way of derogation from paragraph 9 of this Article, require suppliers of the source of biofuels, bioliquids, biomass fuels and other fuels that are eligible for counting towards the numerator referred to in point (b) of Article 27(1) to provide further evidence of compliance with those sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria and those greenhouse gas emissions savings thresholds.
Article 31
Calculation of the greenhouse gas impact of biofuels, bioliquids and biomass fuels
1.   For the purposes of Article 29(10), the greenhouse gas emissions saving from the use of biofuel, bioliquids and biomass fuels shall be calculated in one of the following ways:
(a)
where a default value for greenhouse gas emissions saving for the production pathway is laid down in Part A or B of Annex V for biofuels and bioliquids and in Part A of Annex VI for biomass fuels where the e
l
 value for those biofuels or bioliquids calculated in accordance with point 7 of Part C of Annex V and for those biomass fuels calculated in accordance with point 7 of Part B of Annex VI is equal to or less than zero, by using that default value;
(b)
by using an actual value calculated in accordance with the methodology laid down in Part C of Annex V for biofuels and bioliquids and in Part B of Annex VI for biomass fuels;
(c)
by using a value calculated as the sum of the factors of the formulas referred to in point 1 of Part C of Annex V, where disaggregated default values in Part D or E of Annex V may be used for some factors, and actual values, calculated in accordance with the methodology laid down in Part C of Annex V, are used for all other factors;
(d)
by using a value calculated as the sum of the factors of the formulas referred to in point 1 of Part B of Annex VI, where disaggregated default values in Part C of Annex VI may be used for some factors, and actual values, calculated in accordance with the methodology laid down in Part B of Annex VI, are used for all other factors.
2.   Member States may submit to the Commission reports including information on the typical greenhouse gas emissions from the cultivation of agricultural raw materials of the areas on their territory classified as level 2 in the nomenclature of territorial units for statistics (NUTS) or as a more disaggregated NUTS level in accordance with Regulation (EC) No 1059/2003 of the European Parliament and of the Council 
(
27
)
. Those reports shall be accompanied by a description of the method and data sources used to calculate the level of emissions. That method shall take into account soil characteristics, climate and expected raw material yields.
3.   In the case of territories outside the Union, reports equivalent to those referred to in paragraph 2 and drawn up by competent bodies may be submitted to the Commission.
4.   The Commission may, by means of implementing acts, decide that the reports referred to in paragraphs 2 and 3 of this Article contain accurate data for the purposes of measuring the greenhouse gas emissions associated with the cultivation of agriculture biomass feedstock produced in the areas included in such reports for the purposes of Article 29(10). Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
Those data may, pursuant to such decisions, be used instead of the disaggregated default values for cultivation laid down in Part D or E of Annex V for biofuels and bioliquids and in Part C of Annex VI for biomass fuels.
5.   The Commission shall review Annexes V and VI with a view, where justified, to adding or revising values for biofuel, bioliquid and biomass fuel production pathways. Those reviews shall also consider modifying the methodology laid down in Part C of Annex V and in Part B of Annex VI.
The Commission is empowered to adopt delegated acts pursuant to Article 35 to amend, where appropriate, Annexes V and VI by adding or revising the default values or modifying the methodology.
In the case of an adaptation of, or addition to, the list of default values in Annexes V and VI:
(a)
where the contribution of a factor to overall emissions is small, where there is limited variation, or where the cost or difficulty of establishing actual values is high, the default values shall be typical of normal production processes;
(b)
in all other cases, the default values shall be conservative compared to normal production processes.
6.   Where necessary in order to ensure the uniform application of Part C of Annex V and Part B of Annex VI, the Commission may adopt implementing acts setting out detailed technical specifications including definitions, conversion factors, the calculation of annual cultivation emissions or emission savings caused by changes above and below-ground carbon stocks on already cultivated land, the calculation of emission savings from CO
2
 capture, CO
2
 replacement and CO
2
 geological storage. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 34(3).
Article 32
Implementing acts
The implementing acts referred to in the second subparagraph of Article 29(3), Article 29(8), the first subparagraph of Article 30(5), the second subparagraph of Article 30(6), the first subparagraph of Article 30(8), the first subparagraph of Article 31(4) and Article 31(6) of this Directive, shall take full account of the provisions relating to greenhouse gas emissions reductions in accordance with Article 7a of Directive 98/70/EC of the European Parliament and of the Council 
(
28
)
.
Article 33
Monitoring by the Commission
1.   The Commission shall monitor the origin of biofuels, bioliquids and biomass fuels consumed in the Union and the impact of their production, including the impact as a result of displacement, on land use in the Union and in the main third countries of supply. Such monitoring shall be based on Member States' integrated national energy and climate plans and corresponding progress reports pursuant to Articles 3, 17 and 20 of Regulation (EU) 2018/1999, and those of relevant third countries, intergovernmental organisations, scientific studies and any other relevant pieces of information. The Commission shall also monitor the commodity price changes associated with the use of biomass for energy and any associated positive and negative effects on food security.
2.   The Commission shall maintain a dialogue and exchange information with third countries and biofuel, bioliquid and biomass fuel producers, consumer organisations and civil society concerning the general implementation of the measures in this Directive relating to biofuels, bioliquids and biomass fuels. It shall, within that framework, pay particular attention to the impact that biofuel, bioliquid and biomass fuel production may have on food prices.
3.   In 2026, the Commission shall submit, if appropriate, a legislative proposal on the regulatory framework for the promotion of energy from renewable sources for the period after 2030.
That proposal shall take into account the experience of the implementation of this Directive, including its sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria, and technological developments in energy from renewable sources.
4.   In 2032, the Commission shall publish a report reviewing the application of this Directive.
Article 34
Committee procedure
1.   The Commission shall be assisted by the Energy Union Committee established by Article 44 of Regulation (EU) 2018/1999.
2.   Notwithstanding paragraph 1, for matters relating to the sustainability of biofuels, bioliquids and biomass fuels, the Commission shall be assisted by the Committee on the Sustainability of Biofuels, Bioliquids and Biomass fuels. That committee shall be a committee within the meaning of Regulation (EU) No 182/2011.
3.   Where reference is made to this paragraph, Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Where the Committee delivers no opinion, the Commission shall not adopt the draft implementing act and the third subparagraph of Article 5(4) of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Article 35
Exercise of the delegation
1.   The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid down in this Article.
2.   The power to adopt delegated acts referred to in the second subparagraph of Article 8(3), the second subparagraph of Article 25(2), the fourth subparagraph of Article 26(2), the fifth subparagraph of Article 26(2), point (c) of Article 27(1), the seventh subparagraph of Article 27(3), Article 28(5), the second subparagraph of Article 28(6), and the second subparagraph of Article 31(5) shall be conferred on the Commission for a period of five years from 24 December 2018. The Commission shall draw up a report in respect of the delegation of power not later than nine months before the end of the five-year period. The delegation of power shall be tacitly extended for periods of an identical duration, unless the European Parliament or the Council opposes such extension not later than three months before the end of each period.
3.   The power to adopt delegated acts referred to in the fifth subparagraph of Article 7(3) shall be conferred on the Commission for a period of two years from 24 December 2018.
4.   The delegation of power referred to in the fifth subparagraph of Article 7(3), the second subparagraph of Article 8(3), the second subparagraph of Article 25(2), the fourth subparagraph of Article 26(2), the fifth subparagraph of Article 26(2), point (c) of Article 27(1), the seventh subparagraph of Article 27(3), Article 28(5), the second subparagraph of Article 28(6), and the second subparagraph of Article 31(5) may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of the power specified in that decision. It shall take effect the day following the publication of the decision in the 
Official Journal of the European Union
 or at a later date specified therein. It shall not affect the validity of any delegated acts already in force.
5.   Before adopting a delegated act, the Commission shall consult experts designated by each Member State in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making.
6.   As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European Parliament and to the Council.
7.   A delegated act adopted pursuant to the fifth subparagraph of Article 7(3), the second subparagraph of Article 8(3), the second subparagraph of Article 25(2), the fourth subparagraph of Article 26(2), the fifth subparagraph of Article 26(2), point (c) of Article 27(1), the seventh subparagraph of Article 27(3), Article 28(5), the second subparagraph of Article 28(6), and the second subparagraph of Article 31(5) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and to the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object. That period shall be extended by two months at the initiative of the European Parliament or of the Council.
Article 36
Transposition
1.   Member States shall bring into force the laws, regulations and administrative provisions necessary to comply with Articles 2 to 13, 15 to 31 and 37 and Annexes II, III and V to IX, by 30 June 2021. They shall immediately communicate the text of those measures to the Commission.
When Member States adopt those measures, they shall contain a reference to this Directive or be accompanied by such a reference on the occasion of their official publication. They shall also include a statement that references in existing laws, regulations and administrative provisions to the Directive repealed by this Directive shall be construed as references to this Directive. Member States shall determine how such reference is to be made and how that statement is to be formulated.
2.   Member States shall communicate to the Commission the text of the main provisions of national law which they adopt in the field covered by this Directive.
3.   This Directive shall not affect the application of the derogations pursuant to Union law on the internal market for electricity.
Article 37
Repeal
Directive 2009/28/EC, as amended by the Directives listed in Part A of Annex X, is repealed with effect from 1 July 2021, without prejudice to the obligations of the Member States relating to the time-limits for the transposition into national law of the Directives set out in Part B of Annex X and without prejudice to the obligations of Member States in 2020 as laid down in Article 3(1) and set out in Part A of Annex I to Directive 2009/28/EC.
References to the repealed Directive shall be construed as references to this Directive and shall be read in accordance with the correlation table set out in Annex XI.
Article 38
Entry into force
This Directive shall enter into force on the third day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
Article 39
Addressees
This Directive is addressed to the Member States.
Done at Strasbourg, 11 December 2018.
For the European Parliament
The President
A. TAJANI
For the Council
The President
J. BOGNER-STRAUSS
(
1
)
  
            
OJ C 246, 28.7.2017, p. 55
.
(
2
)
  
            
OJ C 342, 12.10.2017, p. 79
.
(
3
)
  Position of the European Parliament of 13 November 2018 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 4 December 2018.
(
4
)
  Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC (
OJ L 140, 5.6.2009, p. 16
).
(
5
)
  See Annex X, Part A.
(
6
)
  Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (see page 1 of this Official Journal).
(
7
)
  Regulation (EC) No 1099/2008 of the European Parliament and of the Council of 22 October 2008 on energy statistics (
OJ L 304, 14.11.2008, p. 1
).
(
8
)
  Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market (
OJ L 283, 27.10.2001, p. 33
).
(
9
)
  Directive 2003/30/EC of the European Parliament and of the Council of 8 May 2003 on the promotion of the use of biofuels or other renewable fuels for transport (
OJ L 123, 17.5.2003, p. 42
).
(
10
)
  Directive 2008/98/EC of the European Parliament and of the Council of 19 November 2008 on waste and repealing certain Directives (
OJ L 312, 22.11.2008, p. 3
).
(
11
)
  
            
OJ L 198, 20.7.2006, p. 18
.
(
12
)
  Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC (
OJ L 315, 14.11.2012, p. 1
).
(
13
)
  Directive 2005/36/EC of the European Parliament and of the Council of 7 September 2005 on the recognition of professional qualifications (
OJ L 255, 30.9.2005, p. 22
).
(
14
)
  Directive 2010/31/EU of the European Parliament and of the Council of 19 May 2010 on the energy performance of buildings (
OJ L 153, 18.6.2010, p. 13
).
(
15
)
  Directive (EU) 2015/1513 of the European Parliament and of the Council of 9 September 2015 amending Directive 98/70/EC relating to the quality of petrol and diesel fuels and amending Directive 2009/28/EC on the promotion of the use of energy from renewable sources (
OJ L 239, 15.9.2015, p. 1
).
(
16
)
  Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council of 21 May 2013 on a mechanism for monitoring and reporting greenhouse gas emissions and for reporting other information at national and Union level relevant to climate change and repealing Decision No 280/2004/EC (
OJ L 165, 18.6.2013, p. 13
).
(
17
)
  Directive 2003/4/EC of the European Parliament and of the Council of 28 January 2003 on public access to environmental information and repealing Council Directive 90/313/EEC (
OJ L 41, 14.2.2003, p. 26
).
(
18
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
19
)
  Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council of 16 February 2011 laying down the rules and general principles concerning mechanisms for control by Member States of the Commission's exercise of implementing powers (
OJ L 55, 28.2.2011, p. 13
).
(
20
)
  
            
OJ C 369, 17.12.2011, p. 14
.
(
21
)
  Council Directive 2013/18/EU of 13 May 2013 adapting Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council on the promotion of the use of energy from renewable sources, by reason of the accession of the Republic of Croatia (
OJ L 158, 10.6.2013, p. 230
).
(
22
)
  Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 55
).
(
23
)
  Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council of 18 July 2018 on the financial rules applicable to the general budget of the Union, amending Regulations (EU) No 1296/2013, (EU) No 1301/2013, (EU) No 1303/2013, (EU) No 1304/2013, (EU) No 1309/2013, (EU) No 1316/2013, (EU) No 223/2014, (EU) No 283/2014, and Decision No 541/2014/EU and repealing Regulation (EU, Euratom) No 966/2012 (
OJ L 193, 30.7.2018, p. 1
).
(
24
)
  Commission Recommendation 2003/361/EC of 6 May 2003 concerning the definition of micro, small and medium-sized enterprises (
OJ L 124, 20.5.2003, p. 36
).
(
25
)
  Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 94
).
(
26
)
  Commission Implementing Decision (EU) 2017/1442 of 31 July 2017 establishing best available techniques (BAT) conclusions, under Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council, for large combustion plants (
OJ L 212, 17.8.2017, p. 1
).
(
27
)
  Regulation (EC) No 1059/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 May 2003 on the establishment of a common classification of territorial units for statistics (NUTS) (
OJ L 154, 21.6.2003, p. 1
).
(
28
)
  Directive 98/70/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 1998 relating to the quality of petrol and diesel fuels and amending Council Directive 93/12/EEC (
OJ L 350, 28.12.1998, p. 58
).
ANNEX I
NATIONAL OVERALL TARGETS FOR THE SHARE OF ENERGY FROM RENEWABLE SOURCES IN GROSS FINAL CONSUMPTION OF ENERGY IN 2020
(
1
)
A.   National overall targets
Share of energy from renewable sources in gross final consumption of energy, 2005 (S
2005
)
Target for share of energy from renewable sources in gross final consumption of energy, 2020 (S
2020
)
Belgium
2,2 %
13 %
Bulgaria
9,4 %
16 %
Czech Republic
6,1 %
13 %
Denmark
17,0 %
30 %
Germany
5,8 %
18 %
Estonia
18,0 %
25 %
Ireland
3,1 %
16 %
Greece
6,9 %
18 %
Spain
8,7 %
20 %
France
10,3 %
23 %
Croatia
12,6 %
20 %
Italy
5,2 %
17 %
Cyprus
2,9 %
13 %
Latvia
32,6 %
40 %
Lithuania
15,0 %
23 %
Luxembourg
0,9 %
11 %
Hungary
4,3 %
13 %
Malta
0,0 %
10 %
Netherlands
2,4 %
14 %
Austria
23,3 %
34 %
Poland
7,2 %
15 %
Portugal
20,5 %
31 %
Romania
17,8 %
24 %
Slovenia
16,0 %
25 %
Slovak Republic
6,7 %
14 %
Finland
28,5 %
38 %
Sweden
39,8 %
49 %
United Kingdom
1,3 %
15 %
(
1
)
  In order to be able to achieve the national objectives set out in this Annex, it is underlined that the State aid guidelines for environmental protection recognise the continued need for national mechanisms of support for the promotion of energy from renewable sources.
ANNEX II
NORMALISATION RULE FOR ACCOUNTING FOR ELECTRICITY GENERATED FROM HYDROPOWER AND WIND POWER
The following rule shall be applied for the purposes of accounting for electricity generated from hydropower in a given Member State:
(Q
N(norm)
)(C
N
[(/(i)(N 14))(Q
i
C
i
)] 15) where:
N
=
reference year;
Q
N(norm)
=
normalised electricity generated by all hydropower plants of the Member State in year N, for accounting purposes;
Q
i
=
the quantity of electricity actually generated in year i by all hydropower plants of the Member State measured in GWh, excluding production from pumped storage units using water that has previously been pumped uphill;
C
i
=
the total installed capacity, net of pumped storage, of all hydropower plants of the Member State at the end of year i, measured in MW.
The following rule shall be applied for the purposes of accounting for electricity generated from onshore wind power in a given Member State:
(Q
N(norm)
)((C
N
 C
N 1
2)((/(i)(Nn))Q
i
(/(j)(Nn))(C
j
 C
j 1
2))) where:
N
=
reference year;
Q
N(norm)
=
normalised electricity generated by all onshore wind power plants of the Member State in year N, for accounting purposes;
Q
i
=
the quantity of electricity actually generated in year i by all onshore wind power plants of the Member State measured in GWh;
C
j
=
the total installed capacity of all the onshore wind power plants of the Member State at the end of year j, measured in MW;
n
=
4 or the number of years preceding year N for which capacity and production data are available for the Member State in question, whichever is lower.
The following rule shall be applied for the purposes of accounting for electricity generated from offshore wind power in a given Member State:
(Q
N(norm)
)((C
N
 C
N 1
2)((/(i)(Nn))Q
i
(/(j)(Nn))(C
j
 C
j 1
2))) where:
N
=
reference year;
Q
N(norm)
=
normalised electricity generated by all offshore wind power plants of the Member State in year N, for accounting purposes;
Q
i
=
the quantity of electricity actually generated in year i by all offshore wind power plants of the Member State measured in GWh;
C
j
=
the total installed capacity of all the offshore wind power plants of the Member State at the end of year j, measured in MW;
n
=
4 or the number of years preceding year N for which capacity and production data are available for the Member State in question, whichever is lower.
ANNEX III
ENERGY CONTENT OF FUELS
Fuel
Energy content by weight (lower calorific value, MJ/kg)
Energy content by volume (lower calorific value, MJ/l)
FUELS FROM BIOMASS AND/OR BIOMASS PROCESSING OPERATIONS
Bio-Propane
46
24
Pure vegetable oil (oil produced from oil plants through pressing, extraction or comparable procedures, crude or refined but chemically unmodified)
37
34
Biodiesel - fatty acid methyl ester (methyl-ester produced from oil of biomass origin)
37
33
Biodiesel - fatty acid ethyl ester (ethyl-ester produced from oil of biomass origin)
38
34
Biogas that can be purified to natural gas quality
50
—
Hydrotreated (thermochemically treated with hydrogen) oil of biomass origin, to be used for replacement of diesel
44
34
Hydrotreated (thermochemically treated with hydrogen) oil of biomass origin, to be used for replacement of petrol
45
30
Hydrotreated (thermochemically treated with hydrogen) oil of biomass origin, to be used for replacement of jet fuel
44
34
Hydrotreated oil (thermochemically treated with hydrogen) of biomass origin, to be used for replacement of liquefied petroleum gas
46
24
Co-processed oil (processed in a refinery simultaneously with fossil fuel) of biomass or pyrolysed biomass origin to be used for replacement of diesel
43
36
Co-processed oil (processed in a refinery simultaneously with fossil fuel) of biomass or pyrolysed biomass origin, to be used to replace petrol
44
32
Co-processed oil (processed in a refinery simultaneously with fossil fuel) of biomass or pyrolysed biomass origin, to be used to replace jet fuel
43
33
Co-processed oil (processed in a refinery simultaneously with fossil fuel) of biomass or pyrolysed biomass origin, to be used to replace liquefied petroleum gas
46
23
RENEWABLE FUELS THAT CAN BE PRODUCED FROM VARIOUS RENEWABLE SOURCES, INCLUDING BIOMASS
Methanol from renewable sources
20
16
Ethanol from renewable sources
27
21
Propanol from renewable sources
31
25
Butanol from renewable sources
33
27
Fischer-Tropsch diesel (a synthetic hydrocarbon or mixture of synthetic hydrocarbons to be used for replacement of diesel)
44
34
Fischer-Tropsch petrol (a synthetic hydrocarbon or mixture of synthetic hydrocarbons produced from biomass, to be used for replacement of petrol)
44
33
Fischer-Tropsch jet fuel (a synthetic hydrocarbon or mixture of synthetic hydrocarbons produced from biomass, to be used for replacement of jet fuel)
44
33
Fischer-Tropsch liquefied petroleum gas (a synthetic hydrocarbon or mixture of synthetic hydrocarbons, to be used for replacement of liquefied petroleum gas
46
24
DME (dimethylether)
28
19
Hydrogen from renewable sources
120
—
ETBE (ethyl-tertio-butyl-ether produced on the basis of ethanol)
36 (of which 37 % from renewable sources)
27 (of which 37 % from renewable sources)
MTBE (methyl-tertio-butyl-ether produced on the basis of methanol)
35 (of which 22 % from renewable sources)
26 (of which 22 % from renewable sources)
TAEE (tertiary-amyl-ethyl-ether produced on the basis of ethanol)
38 (of which 29 % from renewable sources)
29 (of which 29 % from renewable sources)
TAME (tertiary-amyl-methyl-ether produced on the basis of methanol)
36 (of which 18 % from renewable sources)
28 (of which 18 % from renewable sources)
THxEE (tertiary-hexyl-ethyl-ether produced on the basis of ethanol)
38 (of which 25 % from renewable sources)
30 (of which 25 % from renewable sources)
THxME (tertiary-hexyl-methyl-ether produced on the basis of methanol)
38 of which 14 % from renewable sources)
30 (of which 14 % from renewable sources)
FOSSIL FUELS
Petrol
43
32
Diesel
43
36
ANNEX IV
CERTIFICATION OF INSTALLERS
The certification schemes or equivalent qualification schemes referred to in Article 18(3) shall be based on the following criteria:
1.
The certification or qualification process shall be transparent and clearly defined by the Member States or by the administrative body that they appoint.
2.
Installers of biomass, heat pump, shallow geothermal and solar photovoltaic and solar thermal energy shall be certified by an accredited training programme or training provider.
3.
The accreditation of the training programme or provider shall be effected by Member States or by the administrative body that they appoint. The accrediting body shall ensure that the training programme offered by the training provider has continuity and regional or national coverage. The training provider shall have adequate technical facilities to provide practical training, including some laboratory equipment or corresponding facilities to provide practical training. The training provider shall also offer in addition to the basic training, shorter refresher courses on topical issues, including on new technologies, to enable life-long learning in installations. The training provider may be the manufacturer of the equipment or system, institutes or associations.
4.
The training leading to certification or qualification of an installer shall include theoretical and practical parts. At the end of the training, the installer must have the skills required to install the relevant equipment and systems to meet the performance and reliability needs of the customer, incorporate quality craftsmanship, and comply with all applicable codes and standards, including energy and eco-labelling.
5.
The training course shall end with an examination leading to a certificate or qualification. The examination shall include a practical assessment of successfully installing biomass boilers or stoves, heat pumps, shallow geothermal installations, solar photovoltaic or solar thermal installations.
6.
The certification schemes or equivalent qualification schemes referred to in Article 18(3) shall take due account of the following guidelines:
(a)
Accredited training programmes should be offered to installers with work experience, who have undergone, or are undergoing, the following types of training:
(i)
in the case of biomass boiler and stove installers: training as a plumber, pipe fitter, heating engineer or technician of sanitary and heating or cooling equipment as a prerequisite;
(ii)
in the case of heat pump installers: training as a plumber or refrigeration engineer and have basic electrical and plumbing skills (cutting pipe, soldering pipe joints, gluing pipe joints, lagging, sealing fittings, testing for leaks and installation of heating or cooling systems) as a prerequisite;
(iii)
in the case of a solar photovoltaic or solar thermal installer: training as a plumber or electrician and have plumbing, electrical and roofing skills, including knowledge of soldering pipe joints, gluing pipe joints, sealing fittings, testing for plumbing leaks, ability to connect wiring, familiar with basic roof materials, flashing and sealing methods as a prerequisite; or
(iv)
a vocational training scheme to provide an installer with adequate skills corresponding to a three years education in the skills referred to in point (a), (b) or (c), including both classroom and workplace learning.
(b)
The theoretical part of the biomass stove and boiler installer training should give an overview of the market situation of biomass and cover ecological aspects, biomass fuels, logistics, fire protection, related subsidies, combustion techniques, firing systems, optimal hydraulic solutions, cost and profitability comparison as well as the design, installation and maintenance of biomass boilers and stoves. The training should also provide good knowledge of any European standards for technology and biomass fuels, such as pellets, and biomass related national and Union law.
(c)
The theoretical part of the heat pump installer training should give an overview of the market situation for heat pumps and cover geothermal resources and ground source temperatures of different regions, soil and rock identification for thermal conductivity, regulations on using geothermal resources, feasibility of using heat pumps in buildings and determining the most suitable heat pump system, and knowledge about their technical requirements, safety, air filtering, connection with the heat source and system layout. The training should also provide good knowledge of any European standards for heat pumps, and of relevant national and Union law. The installer should demonstrate the following key competences:
(i)
a basic understanding of the physical and operation principles of a heat pump, including characteristics of the heat pump circle: context between low temperatures of the heat sink, high temperatures of the heat source, and the efficiency of the system, determination of the coefficient of performance and seasonal performance factor (SPF);
(ii)
an understanding of the components and their function within a heat pump circle, including the compressor, expansion valve, evaporator, condenser, fixtures and fittings, lubricating oil, refrigerant, superheating and sub-cooling and cooling possibilities with heat pumps; and
(iii)
the ability to choose and size the components in typical installation situations, including determining the typical values of the heat load of different buildings and for hot water production based on energy consumption, determining the capacity of the heat pump on the heat load for hot water production, on the storage mass of the building and on interruptible current supply; determine the buffer tank component and its volume and integration of a second heating system.
(d)
The theoretical part of the solar photovoltaic and solar thermal installer training should give an overview of the market situation of solar products and cost and profitability comparisons, and cover ecological aspects, components, characteristics and dimensioning of solar systems, selection of accurate systems and dimensioning of components, determination of the heat demand, fire protection, related subsidies, as well as the design, installation and maintenance of solar photovoltaic and solar thermal installations. The training should also provide good knowledge of any European standards for technology, and certification such as Solar Keymark, and related national and Union law. The installer should demonstrate the following key competences:
(i)
the ability to work safely using the required tools and equipment and implementing safety codes and standards and to identify plumbing, electrical and other hazards associated with solar installations;
(ii)
the ability to identify systems and their components specific to active and passive systems, including the mechanical design, and to determine the components' location and system layout and configuration;
(iii)
the ability to determine the required installation area, orientation and tilt for the solar photovoltaic and solar water heater, taking account of shading, solar access, structural integrity, the appropriateness of the installation for the building or the climate and to identify different installation methods suitable for roof types and the balance of system equipment required for the installation; and
(iv)
for solar photovoltaic systems in particular, the ability to adapt the electrical design, including determining design currents, selecting appropriate conductor types and ratings for each electrical circuit, determining appropriate size, ratings and locations for all associated equipment and subsystems and selecting an appropriate interconnection point.
(e)
The installer certification should be time restricted, so that a refresher seminar or event would be necessary for continued certification.
ANNEX V
RULES FOR CALCULATING THE GREENHOUSE GAS IMPACT OF BIOFUELS, BIOLIQUIDS AND THEIR FOSSIL FUEL COMPARATORS
A.   TYPICAL AND DEFAULT VALUES FOR BIOFUELS IF PRODUCED WITH NO NET CARBON EMISSIONS FROM LAND-USE CHANGE
Biofuel production pathway
Greenhouse gas emissions saving – typical value
Greenhouse gas emissions saving – default value
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
67 %
59 %
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
77 %
73 %
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant (*))
73 %
68 %
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant (*))
79 %
76 %
sugar beet ethanol (no biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant (*))
58 %
47 %
sugar beet ethanol (with biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant (*))
71 %
64 %
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
48 %
40 %
corn (maize) ethanol, (natural gas as process fuel in CHP plant (*))
55 %
48 %
corn (maize) ethanol (lignite as process fuel in CHP plant (*))
40 %
28 %
corn (maize) ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant (*))
69 %
68 %
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
47 %
38 %
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant (*))
53 %
46 %
other cereals excluding maize ethanol (lignite as process fuel in CHP plant (*))
37 %
24 %
other cereals excluding maize ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant (*))
67 %
67 %
sugar cane ethanol
70 %
70 %
the part from renewable sources of ethyl-tertio-butyl-ether (ETBE)
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of tertiary-amyl-ethyl-ether (TAEE)
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
52 %
47 %
sunflower biodiesel
57 %
52 %
soybean biodiesel
55 %
50 %
palm oil biodiesel (open effluent pond)
32 %
19 %
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
51 %
45 %
waste cooking oil biodiesel
88 %
84 %
animal fats from rendering biodiesel (**)
84 %
78 %
hydrotreated vegetable oil from rape seed
51 %
47 %
hydrotreated vegetable oil from sunflower
58 %
54 %
hydrotreated vegetable oil from soybean
55 %
51 %
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
34 %
22 %
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
53 %
49 %
hydrotreated oil from waste cooking oil
87 %
83 %
hydrotreated oil from animal fats from rendering (**)
83 %
77 %
pure vegetable oil from rape seed
59 %
57 %
pure vegetable oil from sunflower
65 %
64 %
pure vegetable oil from soybean
63 %
61 %
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
40 %
30 %
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
59 %
57 %
pure oil from waste cooking oil
98 %
98 %
(*)
Default values for processes using CHP are valid only if all the process heat is supplied by CHP.
(**)
Applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009 of the European Parliament and of the Council
 (
1
)
, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
B.   ESTIMATED TYPICAL AND DEFAULT VALUES FOR FUTURE BIOFUELS THAT WERE NOT ON THE MARKET OR WERE ON THE MARKET ONLY IN NEGLIGIBLE QUANTITIES IN 2016, IF PRODUCED WITH NO NET CARBON EMISSIONS FROM LAND-USE CHANGE
Biofuel production pathway
Greenhouse gas emissions saving - typical value
Greenhouse gas emissions saving - default value
wheat straw ethanol
85 %
83 %
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
85 %
85 %
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
82 %
82 %
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
85 %
85 %
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
82 %
82 %
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
86 %
86 %
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
83 %
83 %
waste wood methanol in free-standing plant
86 %
86 %
farmed wood methanol in free-standing plant
83 %
83 %
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
89 %
89 %
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
89 %
89 %
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
89 %
89 %
Methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
89 %
89 %
the part from renewable sources of methyl-tertio-butyl-ether (MTBE)
Equal to that of the methanol production pathway used
C.   METHODOLOGY
1.
Greenhouse gas emissions from the production and use of transport fuels, biofuels and bioliquids shall be calculated as follows:
(a)
greenhouse gas emissions from the production and use of biofuels shall be calculated as:
E = e
ec
 + e
l
 + e
p
 + e
td
 + e
u
 – e
sca
 – e
ccs
 – e
ccr
,
where
E
=
total emissions from the use of the fuel;
e
ec
=
emissions from the extraction or cultivation of raw materials;
e
l
=
annualised emissions from carbon stock changes caused by land-use change;
e
p
=
emissions from processing;
e
td
=
emissions from transport and distribution;
e
u
=
emissions from the fuel in use;
e
sca
=
emission savings from soil carbon accumulation via improved agricultural management;
e
ccs
=
emission savings from CO
2
 capture and geological storage; and
e
ccr
=
emission savings from CO
2
 capture and replacement.
Emissions from the manufacture of machinery and equipment shall not be taken into account.
(b)
Greenhouse gas emissions from the production and use of bioliquids shall be calculated as for biofuels (E), but with the extension necessary for including the energy conversion to electricity and/or heat and cooling produced, as follows:
(i)
For energy installations delivering only heat:
(ii)
For energy installations delivering only electricity:
where
EC
h,el
=
Total greenhouse gas emissions from the final energy commodity.
E
=
Total greenhouse gas emissions of the bioliquid before end-conversion.
η
el
=
The electrical efficiency, defined as the annual electricity produced divided by the annual bioliquid input based on its energy content.
η
h
=
The heat efficiency, defined as the annual useful heat output divided by the annual bioliquid input based on its energy content.
(iii)
For the electricity or mechanical energy coming from energy installations delivering useful heat together with electricity and/or mechanical energy:
(iv)
For the useful heat coming from energy installations delivering heat together with electricity and/or mechanical energy:
where:
EC
h,el
=
Total greenhouse gas emissions from the final energy commodity.
E
=
Total greenhouse gas emissions of the bioliquid before end-conversion.
η
el
=
The electrical efficiency, defined as the annual electricity produced divided by the annual fuel input based on its energy content.
η
h
=
The heat efficiency, defined as the annual useful heat output divided by the annual fuel input based on its energy content.
C
el
=
Fraction of exergy in the electricity, and/or mechanical energy, set to 100 % (C
el
 = 1).
C
h
=
Carnot efficiency (fraction of exergy in the useful heat).
The Carnot efficiency, C
h
, for useful heat at different temperatures is defined as:
where
T
h
=
Temperature, measured in absolute temperature (kelvin) of the useful heat at point of delivery.
T
0
=
Temperature of surroundings, set at 273,15 kelvin (equal to 0 °C)
If the excess heat is exported for heating of buildings, at a temperature below 150 °C (423,15 kelvin), C
h
 can alternatively be defined as follows:
C
h
=
Carnot efficiency in heat at 150 °C (423,15 kelvin), which is: 0,3546
For the purposes of that calculation, the following definitions apply:
(a)
‘cogeneration’ means the simultaneous generation in one process of thermal energy and electricity and/or mechanical energy;
(b)
‘useful heat’ means heat generated to satisfy an economical justifiable demand for heat, for heating and cooling purposes;
(c)
‘economically justifiable demand’ means the demand that does not exceed the needs for heat or cooling and which would otherwise be satisfied at market conditions.
2.
Greenhouse gas emissions from biofuels and bioliquids shall be expressed as follows:
(a)
greenhouse gas emissions from biofuels, E, shall be expressed in terms of grams of CO
2
 equivalent per MJ of fuel, g CO
2
eq/MJ.
(b)
greenhouse gas emissions from bioliquids, EC, in terms of grams of CO
2
 equivalent per MJ of final energy commodity (heat or electricity), g CO
2
eq/MJ.
When heating and cooling are co-generated with electricity, emissions shall be allocated between heat and electricity (as under 1(b)), irrespective if the heat is used for actual heating purposes or for cooling 
(
2
)
.
Where the greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials e
ec
 are expressed in unit g CO
2
eq/dry-ton of feedstock, the conversion to grams of CO
2
 equivalent per MJ of fuel, g CO
2
eq/MJ, shall be calculated as follows 
(
3
)
:
where
Emissions per dry-ton feedstock shall be calculated as follows:
3.
Greenhouse gas emissions savings from biofuels and bioliquids shall be calculated as follows:
(a)
greenhouse gas emissions savings from biofuels:
SAVING = (E
F(t)
 – E
B
)/E
F(t)
,
where
E
B
=
total emissions from the biofuel; and
E
F(t)
=
total emissions from the fossil fuel comparator for transport
(b)
greenhouse gas emissions savings from heat and cooling, and electricity being generated from bioliquids:
SAVING = (EC
F(h&c,el)
 – EC
B(h&c,el)
)/EC
F(h&c,el)
,
where
EC
B(h&c,el)
=
total emissions from the heat or electricity; and
EC
F(h&c,el)
=
total emissions from the fossil fuel comparator for useful heat or electricity.
4.
The greenhouse gases taken into account for the purposes of point 1 shall be CO
2
, N
2
O and CH
4
. For the purposes of calculating CO
2
 equivalence, those gases shall be valued as follows:
CO
2
:
1
N
2
O
:
298
CH
4
:
25
5.
Emissions from the extraction or cultivation of raw materials, e
ec
, shall include emissions from the extraction or cultivation process itself; from the collection, drying and storage of raw materials; from waste and leakages; and from the production of chemicals or products used in extraction or cultivation. Capture of CO
2
 in the cultivation of raw materials shall be excluded. Estimates of emissions from agriculture biomass cultivation may be derived from the use of regional averages for cultivation emissions included in the reports referred to in Article 31(4) or the information on the disaggregated default values for cultivation emissions included in this Annex, as an alternative to using actual values. In the absence of relevant information in those reports it is allowed to calculate averages based on local farming practises based for instance on data of a group of farms, as an alternative to using actual values.
6.
For the purposes of the calculation referred to in point 1(a), greenhouse gas emissions savings from improved agriculture management, e
sca
, such as shifting to reduced or zero-tillage, improved crop/rotation, the use of cover crops, including crop residue management, and the use of organic soil improver (e.g. compost, manure fermentation digestate), shall be taken into account only if solid and verifiable evidence is provided that the soil carbon has increased or that it is reasonable to expect to have increased over the period in which the raw materials concerned were cultivated while taking into account the emissions where such practices lead to increased fertiliser and herbicide use 
(
4
)
.
7.
Annualised emissions from carbon stock changes caused by land-use change, e
l
, shall be calculated by dividing total emissions equally over 20 years. For the calculation of those emissions, the following rule shall be applied:
e
l
 = (CS
R
 – CS
A
) × 3,664 × 1/20 × 1/P – e
B
, 
(
5
)
where
e
l
=
annualised greenhouse gas emissions from carbon stock change due to land-use change (measured as mass (grams) of CO
2
-equivalent per unit of biofuel or bioliquid energy (megajoules)). ‘Cropland’
 (
6
)
 and ‘perennial cropland’
 (
7
)
 shall be regarded as one land use;
CS
R
=
the carbon stock per unit area associated with the reference land-use (measured as mass (tonnes) of carbon per unit area, including both soil and vegetation). The reference land-use shall be the land-use in January 2008 or 20 years before the raw material was obtained, whichever was the later;
CS
A
=
the carbon stock per unit area associated with the actual land-use (measured as mass (tonnes) of carbon per unit area, including both soil and vegetation). In cases where the carbon stock accumulates over more than one year, the value attributed to CS
A
 shall be the estimated stock per unit area after 20 years or when the crop reaches maturity, whichever the earlier;
P
=
the productivity of the crop (measured as biofuel or bioliquid energy per unit area per year) and
e
B
=
bonus of 29 g CO
2
eq/MJ biofuel or bioliquid if biomass is obtained from restored degraded land under the conditions laid down in point 8.
8.
The bonus of 29 g CO
2
eq/MJ shall be attributed if evidence is provided that the land:
(a)
was not in use for agriculture or any other activity in January 2008; and
(b)
is severely degraded land, including such land that was formerly in agricultural use.
The bonus of 29 g CO
2
eq/MJ shall apply for a period of up to 20 years from the date of conversion of the land to agricultural use, provided that a steady increase in carbon stocks as well as a sizable reduction in erosion phenomena for land falling under (b) are ensured.
9.
‘Severely degraded land’ means land that, for a significant period of time, has either been significantly salinated or presented significantly low organic matter content and has been severely eroded.
10.
The Commission shall review, by 31 December 2020, guidelines for the calculation of land carbon stocks 
(
8
)
 drawing on the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories – volume 4 and in accordance with Regulation (EU) No 525/2013 and Regulation (EU) 2018/841 of the European Parliament and of the Council 
(
9
)
. The Commission guidelines shall serve as the basis for the calculation of land carbon stocks for the purposes of this Directive.
11.
Emissions from processing, e
p
, shall include emissions from the processing itself; from waste and leakages; and from the production of chemicals or products used in processing including the CO
2
 emissions corresponding to the carbon contents of fossil inputs, whether or not actually combusted in the process.
In accounting for the consumption of electricity not produced within the fuel production plant, the greenhouse gas emissions intensity of the production and distribution of that electricity shall be assumed to be equal to the average emission intensity of the production and distribution of electricity in a defined region. By way of derogation from this rule, producers may use an average value for an individual electricity production plant for electricity produced by that plant, if that plant is not connected to the electricity grid.
Emissions from processing shall include emissions from drying of interim products and materials where relevant.
12.
Emissions from transport and distribution, e
td
, shall include emissions from the transport of raw and semi-finished materials and from the storage and distribution of finished materials. Emissions from transport and distribution to be taken into account under point 5 shall not be covered by this point.
13.
Emissions of the fuel in use, e
u
, shall be taken to be zero for biofuels and bioliquids.
Emissions of non-CO
2
 greenhouse gases (N
2
O and CH
4
) of the fuel in use shall be included in the e
u
 factor for bioliquids.
14.
Emission savings from CO
2
 capture and geological storage, e
ccs
, that have not already been accounted for in e
p
, shall be limited to emissions avoided through the capture and storage of emitted CO
2
 directly related to the extraction, transport, processing and distribution of fuel if stored in compliance with Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council 
(
10
)
.
15.
Emission savings from CO
2
 capture and replacement, e
ccr
, shall be related directly to the production of biofuel or bioliquid they are attributed to, and shall be limited to emissions avoided through the capture of CO
2
 of which the carbon originates from biomass and which is used to replace fossil-derived CO
2
 in production of commercial products and services.
16.
Where a cogeneration unit – providing heat and/or electricity to a fuel production process for which emissions are being calculated – produces excess electricity and/or excess useful heat, the greenhouse gas emissions shall be divided between the electricity and the useful heat according to the temperature of the heat (which reflects the usefulness (utility) of the heat). The useful part of the heat is found by multiplying its energy content with the Carnot efficiency, C
h
, calculated as follows:
where
T
h
=
Temperature, measured in absolute temperature (kelvin) of the useful heat at point of delivery.
T
0
=
Temperature of surroundings, set at 273,15 kelvin (equal to 0 °C)
If the excess heat is exported for heating of buildings, at a temperature below 150 °C (423,15 kelvin), C
h
 can alternatively be defined as follows:
C
h
=
Carnot efficiency in heat at 150 °C (423,15 kelvin), which is: 0,3546
For the purposes of that calculation, the actual efficiencies shall be used, defined as the annual mechanical energy, electricity and heat produced respectively divided by the annual energy input.
For the purposes of that calculation, the following definitions apply:
(a)
‘cogeneration’ shall mean the simultaneous generation in one process of thermal energy and electrical and/or mechanical energy;
(b)
‘useful heat’ shall mean heat generated to satisfy an economical justifiable demand for heat, for heating or cooling purposes;
(c)
‘economically justifiable demand’ shall mean the demand that does not exceed the needs for heat or cooling and which would otherwise be satisfied at market conditions.
17.
Where a fuel production process produces, in combination, the fuel for which emissions are being calculated and one or more other products (co-products), greenhouse gas emissions shall be divided between the fuel or its intermediate product and the co-products in proportion to their energy content (determined by lower heating value in the case of co-products other than electricity and heat). The greenhouse gas intensity of excess useful heat or excess electricity is the same as the greenhouse gas intensity of heat or electricity delivered to the fuel production process and is determined from calculating the greenhouse intensity of all inputs and emissions, including the feedstock and CH
4
 and N
2
O emissions, to and from the cogeneration unit, boiler or other apparatus delivering heat or electricity to the fuel production process. In the case of cogeneration of electricity and heat, the calculation is performed following point 16.
18.
For the purposes of the calculation referred to in point 17, the emissions to be divided shall be e
ec
 + e
l
 + e
sca
 + those fractions of e
p
, e
td
, e
ccs
, and e
ccr
 that take place up to and including the process step at which a co-product is produced. If any allocation to co-products has taken place at an earlier process step in the life-cycle, the fraction of those emissions assigned in the last such process step to the intermediate fuel product shall be used for those purposes instead of the total of those emissions.
In the case of biofuels and bioliquids, all co-products shall be taken into account for the purposes of that calculation. No emissions shall be allocated to wastes and residues. Co-products that have a negative energy content shall be considered to have an energy content of zero for the purposes of the calculation.
Wastes and residues, including tree tops and branches, straw, husks, cobs and nut shells, and residues from processing, including crude glycerine (glycerine that is not refined) and bagasse, shall be considered to have zero life-cycle greenhouse gas emissions up to the process of collection of those materials irrespectively of whether they are processed to interim products before being transformed into the final product.
In the case of fuels produced in refineries, other than the combination of processing plants with boilers or cogeneration units providing heat and/or electricity to the processing plant, the unit of analysis for the purposes of the calculation referred to in point 17 shall be the refinery.
19.
For biofuels, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator E
F(t)
 shall be 94 g CO
2
eq/MJ.
For bioliquids used for the production of electricity, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator EC
F(e)
 shall be 183 g CO
2
eq/MJ.
For bioliquids used for the production of useful heat, as well as for the production of heating and/or cooling, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator EC
F(h&c)
 shall be 80 g CO
2
eq/MJ.
D.   DISAGGREGATED DEFAULT VALUES FOR BIOFUELS AND BIOLIQUIDS
Disaggregated default values for cultivation: ‘e
ec
’ as defined in Part C of this Annex, including soil N
2
O emissions
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol
9,6
9,6
corn (maize) ethanol
25,5
25,5
other cereals excluding corn (maize) ethanol
27,0
27,0
sugar cane ethanol
17,1
17,1
the part from renewable sources of ETBE
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of TAEE
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
32,0
32,0
sunflower biodiesel
26,1
26,1
soybean biodiesel
21,2
21,2
palm oil biodiesel
26,2
26,2
waste cooking oil biodiesel
0
0
animal fats from rendering biodiesel
 (
**
)
0
0
hydrotreated vegetable oil from rape seed
33,4
33,4
hydrotreated vegetable oil from sunflower
26,9
26,9
hydrotreated vegetable oil from soybean
22,1
22,1
hydrotreated vegetable oil from palm oil
27,4
27,4
hydrotreated oil from waste cooking oil
0
0
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
**
)
0
0
pure vegetable oil from rape seed
33,4
33,4
pure vegetable oil from sunflower
27,2
27,2
pure vegetable oil from soybean
22,2
22,2
pure vegetable oil from palm oil
27,1
27,1
pure oil from waste cooking oil
0
0
Disaggregated default values for cultivation: ‘e
ec
’ – for soil N
2
O emissions only (these are already included in the disaggregated values for cultivation emissions in the ‘e
ec
’ table)
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol
4,9
4,9
corn (maize) ethanol
13,7
13,7
other cereals excluding corn (maize) ethanol
14,1
14,1
sugar cane ethanol
2,1
2,1
the part from renewable sources of ETBE
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of TAEE
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
17,6
17,6
sunflower biodiesel
12,2
12,2
soybean biodiesel
13,4
13,4
palm oil biodiesel
16,5
16,5
waste cooking oil biodiesel
0
0
animal fats from rendering biodiesel
 (
**
)
0
0
hydrotreated vegetable oil from rape seed
18,0
18,0
hydrotreated vegetable oil from sunflower
12,5
12,5
hydrotreated vegetable oil from soybean
13,7
13,7
hydrotreated vegetable oil from palm oil
16,9
16,9
hydrotreated oil from waste cooking oil
0
0
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
**
)
0
0
pure vegetable oil from rape seed
17,6
17,6
pure vegetable oil from sunflower
12,2
12,2
pure vegetable oil from soybean
13,4
13,4
pure vegetable oil from palm oil
16,5
16,5
pure oil from waste cooking oil
0
0
Disaggregated default values for processing: ‘e
p
’ as defined in Part C of this Annex
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
18,8
26,3
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
9,7
13,6
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
13,2
18,5
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
7,6
10,6
sugar beet ethanol (no biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
27,4
38,3
sugar beet ethanol (with biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
15,7
22,0
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
20,8
29,1
corn (maize) ethanol, (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
14,8
20,8
corn (maize) ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
28,6
40,1
corn (maize) ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
1,8
2,6
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
21,0
29,3
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
15,1
21,1
other cereals excluding maize ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
30,3
42,5
other cereals excluding maize ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*1
)
)
1,5
2,2
sugar cane ethanol
1,3
1,8
the part from renewable sources of ETBE
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of TAEE
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
11,7
16,3
sunflower biodiesel
11,8
16,5
soybean biodiesel
12,1
16,9
palm oil biodiesel (open effluent pond)
30,4
42,6
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
13,2
18,5
waste cooking oil biodiesel
9,3
13,0
animal fats from rendering biodiesel
 (
*2
)
13,6
19,1
hydrotreated vegetable oil from rape seed
10,7
15,0
hydrotreated vegetable oil from sunflower
10,5
14,7
hydrotreated vegetable oil from soybean
10,9
15,2
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
27,8
38,9
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
9,7
13,6
hydrotreated oil from waste cooking oil
10,2
14,3
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
*2
)
14,5
20,3
pure vegetable oil from rape seed
3,7
5.2
pure vegetable oil from sunflower
3,8
5,4
pure vegetable oil from soybean
4,2
5,9
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
22,6
31,7
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
4,7
6,5
pure oil from waste cooking oil
0,6
0,8
Disaggregated default values for oil extraction only (these are already included in the disaggregated values for processing emissions in the ‘e
p
’ table)
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
rape seed biodiesel
3,0
4,2
sunflower biodiesel
2,9
4,0
soybean biodiesel
3,2
4,4
palm oil biodiesel (open effluent pond)
20,9
29,2
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
3,7
5,1
waste cooking oil biodiesel
0
0
animal fats from rendering biodiesel
 (
**
)
4,3
6,1
hydrotreated vegetable oil from rape seed
3,1
4,4
hydrotreated vegetable oil from sunflower
3,0
4,1
hydrotreated vegetable oil from soybean
3,3
4,6
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
21,9
30,7
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
3,8
5,4
hydrotreated oil from waste cooking oil
0
0
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
**
)
4,3
6,0
pure vegetable oil from rape seed
3,1
4,4
pure vegetable oil from sunflower
3,0
4,2
pure vegetable oil from soybean
3,4
4,7
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
21,8
30,5
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
3,8
5,3
pure oil from waste cooking oil
0
0
Disaggregated default values for transport and distribution: ‘e
td
’ as defined in Part C of this Annex
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
2,3
2,3
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
2,3
2,3
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,3
2,3
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,3
2,3
sugar beet ethanol (no biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,3
2,3
sugar beet ethanol (with biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,3
2,3
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
2,2
2,2
corn (maize) ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
corn (maize) ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
2,2
2,2
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
other cereals excluding maize ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
other cereals excluding maize ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*3
)
)
2,2
2,2
sugar cane ethanol
9,7
9,7
the part from renewable sources of ETBE
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of TAEE
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
1,8
1,8
sunflower biodiesel
2,1
2,1
soybean biodiesel
8,9
8,9
palm oil biodiesel (open effluent pond)
6,9
6,9
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
6,9
6,9
waste cooking oil biodiesel
1,9
1,9
animal fats from rendering biodiesel
 (
*4
)
1,7
1,7
hydrotreated vegetable oil from rape seed
1,7
1,7
hydrotreated vegetable oil from sunflower
2,0
2,0
hydrotreated vegetable oil from soybean
9,2
9,2
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
7,0
7,0
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
7,0
7,0
hydrotreated oil from waste cooking oil
1,7
1,7
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
*4
)
1,5
1,5
pure vegetable oil from rape seed
1,4
1,4
pure vegetable oil from sunflower
1,7
1,7
pure vegetable oil from soybean
8,8
8,8
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
6,7
6,7
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
6,7
6,7
pure oil from waste cooking oil
1,4
1,4
Disaggregated default values for transport and distribution of final fuel only. These are already included in the table of ‘transport and distribution emissions e
td
’ as defined in Part C of this Annex, but the following values are useful if an economic operator wishes to declare actual transport emissions for crops or oil transport only).
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
1,6
1,6
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
1,6
1,6
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
sugar beet ethanol (no biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
sugar beet ethanol (with biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
1,6
1,6
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
corn (maize) ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
corn (maize) ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
1,6
1,6
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
other cereals excluding maize ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
other cereals excluding maize ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*5
)
)
1,6
1,6
sugar cane ethanol
6,0
6,0
the part of ethyl-tertio-butyl-ether (ETBE) from renewable ethanol
Will be considered to be equal to that of the ethanol production pathway used
the part of tertiary-amyl-ethyl-ether (TAEE) from renewable ethanol
Will be considered to be equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
1,3
1,3
sunflower biodiesel
1,3
1,3
soybean biodiesel
1,3
1,3
palm oil biodiesel (open effluent pond)
1,3
1,3
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
1,3
1,3
waste cooking oil biodiesel
1,3
1,3
animal fats from rendering biodiesel
 (
*6
)
1,3
1,3
hydrotreated vegetable oil from rape seed
1,2
1,2
hydrotreated vegetable oil from sunflower
1,2
1,2
hydrotreated vegetable oil from soybean
1,2
1,2
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
1,2
1,2
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
1,2
1,2
hydrotreated oil from waste cooking oil
1,2
1,2
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
*6
)
1,2
1,2
pure vegetable oil from rape seed
0,8
0,8
pure vegetable oil from sunflower
0,8
0,8
pure vegetable oil from soybean
0,8
0,8
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
0,8
0,8
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
0,8
0,8
pure oil from waste cooking oil
0,8
0,8
Total for cultivation, processing, transport and distribution
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
30,7
38,2
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in conventional boiler)
21,6
25,5
sugar beet ethanol (no biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
25,1
30,4
sugar beet ethanol (with biogas from slop, natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
19,5
22,5
sugar beet ethanol (no biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
39,3
50,2
sugar beet ethanol (with biogas from slop, lignite as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
27,6
33,9
corn (maize) ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
48,5
56,8
corn (maize) ethanol, (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
42,5
48,5
corn (maize) ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
56,3
67,8
corn (maize) ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
29,5
30,3
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in conventional boiler)
50,2
58,5
other cereals excluding maize ethanol (natural gas as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
44,3
50,3
other cereals excluding maize ethanol (lignite as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
59,5
71,7
other cereals excluding maize ethanol (forest residues as process fuel in CHP plant
 (
*7
)
)
30,7
31.4
sugar cane ethanol
28,1
28.6
the part from renewable sources of ETBE
Equal to that of the ethanol production pathway used
the part from renewable sources of TAEE
Equal to that of the ethanol production pathway used
rape seed biodiesel
45,5
50,1
sunflower biodiesel
40,0
44,7
soybean biodiesel
42,2
47,0
palm oil biodiesel (open effluent pond)
63,5
75,7
palm oil biodiesel (process with methane capture at oil mill)
46,3
51,6
waste cooking oil biodiesel
11,2
14,9
animals fats from rendering biodiesel
 (
*8
)
15,3
20,8
hydrotreated vegetable oil from rape seed
45,8
50,1
hydrotreated vegetable oil from sunflower
39,4
43,6
hydrotreated vegetable oil from soybean
42,2
46,5
hydrotreated vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
62,2
73,3
hydrotreated vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
44,1
48,0
hydrotreated oil from waste cooking oil
11,9
16,0
hydrotreated oil from animal fats from rendering
 (
*8
)
16,0
21,8
pure vegetable oil from rape seed
38,5
40,0
pure vegetable oil from sunflower
32,7
34,3
pure vegetable oil from soybean
35,2
36,9
pure vegetable oil from palm oil (open effluent pond)
56,3
65,4
pure vegetable oil from palm oil (process with methane capture at oil mill)
38,4
57,2
pure oil from waste cooking oil
2,0
2,2
E.   ESTIMATED DISAGGREGATED DEFAULT VALUES FOR FUTURE BIOFUELS AND BIOLIQUIDS THAT WERE NOT ON THE MARKET OR WERE ONLY ON THE MARKET IN NEGLIGIBLE QUANTITIES IN 2016
Disaggregated default values for cultivation: ‘e
ec
’ as defined in Part C of this Annex, including N
2
O emissions (including chipping of waste or farmed wood)
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
1,8
1,8
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
3,3
3,3
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
8,2
8,2
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
8,2
8,2
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
12,4
12,4
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
3,1
3,1
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
7,6
7,6
waste wood methanol in free-standing plant
3,1
3,1
farmed wood methanol in free-standing plant
7,6
7,6
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,5
2,5
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,5
2,5
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,5
2,5
Methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,5
2,5
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
Disaggregated default values for soil N
2
O emissions (included in disaggregated default values for cultivation emissions in the ‘e
ec
’ table)
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
0
0
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
0
0
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
4,4
4,4
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
0
0
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
4,4
4,4
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
0
0
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
4,1
4,1
waste wood methanol in free-standing plant
0
0
farmed wood methanol in free-standing plant
4,1
4,1
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
Methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
Disaggregated default values for processing: ‘e
p
’ as defined in Part C of this Annex
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
4,8
6,8
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
0,1
0,1
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
0,1
0,1
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
0,1
0,1
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
0,1
0,1
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
0
0
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
0
0
waste wood methanol in free-standing plant
0
0
farmed wood methanol in free-standing plant
0
0
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
0
0
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
Disaggregated default values for transport and distribution: ‘e
td
’ as defined in Part C of this Annex
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
7,1
7,1
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
10,3
10,3
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
8,4
8,4
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
10,3
10,3
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
8,4
8,4
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
10,4
10,4
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
8,6
8,6
waste wood methanol in free-standing plant
10,4
10,4
farmed wood methanol in free-standing plant
8,6
8,6
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
7,7
7,7
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
7,9
7,9
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
7,7
7,7
methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
7,9
7,9
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
Disaggregated default values for transport and distribution of final fuel only. These are already included in the table of ‘transport and distribution emissions e
td
’ as defined in Part C of this Annex, but the following values are useful if an economic operator wishes to declare actual transport emissions for feedstock transport only).
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
1,6
1,6
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
1,2
1,2
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
1,2
1,2
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
1,2
1,2
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
1,2
1,2
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
2,0
2,0
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
2,0
2,0
waste wood methanol in free-standing plant
2,0
2,0
farmed wood methanol in free-standing plant
2,0
2,0
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,0
2,0
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,0
2,0
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,0
2,0
methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
2,0
2,0
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
Total for cultivation, processing, transport and distribution
Biofuel and bioliquid production pathway
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
wheat straw ethanol
13,7
15,7
waste wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
13,7
13,7
farmed wood Fischer-Tropsch diesel in free-standing plant
16,7
16,7
waste wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
13,7
13,7
farmed wood Fischer-Tropsch petrol in free-standing plant
16,7
16,7
waste wood dimethylether (DME) in free-standing plant
13,5
13,5
farmed wood dimethylether (DME) in free-standing plant
16,2
16,2
waste wood methanol in free-standing plant
13,5
13,5
farmed wood methanol in free-standing plant
16,2
16,2
Fischer-Tropsch diesel from black-liquor gasification integrated with pulp mill
10,2
10,2
Fischer-Tropsch petrol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
10,4
10,4
dimethylether (DME) from black-liquor gasification integrated with pulp mill
10,2
10,2
methanol from black-liquor gasification integrated with pulp mill
10,4
10,4
the part from renewable sources of MTBE
Equal to that of the methanol production pathway used
(
1
)
  Regulation (EC) No 1069/2009 of the European Parliament and of the Council of 21 October 2009 laying down health rules as regards animal by-products and derived products not intended for human consumption and repealing Regulation (EC) No 1774/2002 (Animal by-products Regulation) (
OJ L 300, 14.11.2009, p. 1
).
(
2
)
  Heat or waste heat is used to generate cooling (chilled air or water) through absorption
chillers
. Therefore, it is appropriate to calculate only the emissions associated to the heat produced per MJ of heat, irrespectively if the end-use of the heat is actual heating or cooling via absorption chillers.
(
3
)
  The formula for calculating greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials e
ec
 describes cases where feedstock is converted into biofuels in one step. For more complex supply chains, adjustments are needed for calculating greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials e
ec
 for intermediate products.
(
4
)
  Measurements of soil carbon can constitute such evidence, e.g. by a first measurement in advance of the cultivation and subsequent ones at regular intervals several years apart. In such a case, before the second measurement is available, increase in soil carbon would be estimated on the basis of representative experiments or soil models. From the second measurement onwards, the measurements would constitute the basis for determining the existence of an increase in soil carbon and its magnitude.
(
5
)
  The quotient obtained by dividing the molecular weight of CO
2
 (44,010 g/mol) by the molecular weight of carbon (12,011 g/mol) is equal to 3,664.
(
6
)
  Cropland as defined by IPCC.
(
7
)
  Perennial crops are defined as multi-annual crops, the stem of which is usually not annually harvested such as short rotation coppice and oil palm.
(
8
)
  Commission Decision 2010/335/EU of 10 June 2010 on guidelines for the calculation of land carbon stocks for the purpose of Annex V to Directive 2009/28/EC (
OJ L 151, 17.6.2010, p. 19
).
(
9
)
  Regulation (EU) 2018/841 of the European Parliament and of the Council of 30 May 2018 on the inclusion of greenhouse gas emissions and removals from land use, land use change and forestry in the 2030 climate and energy framework, and amending Regulation (EU) No 525/2013 and Decision No 529/2013/EU (
OJ L 156, 19.6.2018, p. 1
).
(
10
)
  Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide and amending Council Directive 85/337/EEC, European Parliament and Council Directives 2000/60/EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC and Regulation (EC) No 1013/2006 (
OJ L 140, 5.6.2009, p. 114
).
(
**
)
  Applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
**
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
*1
)
  Default values for processes using CHP are valid only if all the process heat is supplied by CHP.
(
*2
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
**
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
*3
)
  Default values for processes using CHP are valid only if all the process heat is supplied by CHP.
(
*4
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
*5
)
  Default values for processes using CHP are valid only if all the process heat is supplied by CHP.
(
*6
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
(
*7
)
  Default values for processes using CHP are valid only if all the process heat is supplied by CHP.
(
*8
)
Note: applies only to biofuels produced from animal by-products classified as category 1 and 2 material in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009, for which emissions related to hygenisation as part of the rendering are not considered.
ANNEX VI
RULES FOR CALCULATING THE GREENHOUSE GAS IMPACT OF BIOMASS FUELS AND THEIR FOSSIL FUEL COMPARATORS
A.   Typical and default values of greenhouse gas emissions savings for biomass fuels if produced with no net-carbon emissions from land-use change
WOODCHIPS
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions savings –typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Heat
Electricity
Heat
Electricity
Woodchips from forest residues
1 to 500 km
93 %
89 %
91 %
87 %
500 to 2 500  km
89 %
84 %
87 %
81 %
2 500  to 10 000  km
82 %
73 %
78 %
67 %
Above 10 000  km
67 %
51 %
60 %
41 %
Woodchips from short rotation coppice (Eucalyptus)
2 500  to 10 000  km
77 %
65 %
73 %
60 %
Woodchips from short rotation coppice (Poplar – Fertilised)
1 to 500 km
89 %
83 %
87 %
81 %
500 to 2 500  km
85 %
78 %
84 %
76 %
2 500  to 10 000  km
78 %
67 %
74 %
62 %
Above 10 000  km
63 %
45 %
57 %
35 %
Woodchips from short rotation coppice (Poplar – No fertilisation)
1 to 500 km
91 %
87 %
90 %
85 %
500 to 2 500  km
88 %
82 %
86 %
79 %
2 500  to 10 000  km
80 %
70 %
77 %
65 %
Above 10 000  km
65 %
48 %
59 %
39 %
Woodchips from stemwood
1 to 500 km
93 %
89 %
92 %
88 %
500 to 2 500  km
90 %
85 %
88 %
82 %
2 500  to 10 000  km
82 %
73 %
79 %
68 %
Above 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Woodchips from industry residues
1 to 500 km
94 %
92 %
93 %
90 %
500 to 2 500  km
91 %
87 %
90 %
85 %
2 500  to 10 000  km
83 %
75 %
80 %
71 %
Above 10 000  km
69 %
54 %
63 %
44 %
WOOD PELLETS
 (
*1
)
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Heat
Electricity
Heat
Electricity
Wood briquettes or pellets from forest residues
Case 1
1 to 500 km
58 %
37 %
49 %
24 %
500 to 2 500  km
58 %
37 %
49 %
25 %
2 500  to 10 000  km
55 %
34 %
47 %
21 %
Above 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Case 2a
1 to 500 km
77 %
66 %
72 %
59 %
500 to 2 500  km
77 %
66 %
72 %
59 %
2 500  to 10 000  km
75 %
62 %
70 %
55 %
Above 10 000  km
69 %
54 %
63 %
45 %
Case 3a
1 to 500 km
92 %
88 %
90 %
85 %
500 to 2 500  km
92 %
88 %
90 %
86 %
2 500  to 10 000  km
90 %
85 %
88 %
81 %
Above 10 000  km
84 %
76 %
81 %
72 %
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Eucalyptus)
Case 1
2 500  to 10 000  km
52 %
28 %
43 %
15 %
Case 2a
2 500  to 10 000  km
70 %
56 %
66 %
49 %
Case 3a
2 500  to 10 000  km
85 %
78 %
83 %
75 %
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – Fertilised)
Case 1
1 to 500 km
54 %
32 %
46 %
20 %
500 to 10 000  km
52 %
29 %
44 %
16 %
Above 10 000  km
47 %
21 %
37 %
7 %
Case 2a
1 to 500 km
73 %
60 %
69 %
54 %
500 to 10 000  km
71 %
57 %
67 %
50 %
Above 10 000  km
66 %
49 %
60 %
41 %
Case 3a
1 to 500 km
88 %
82 %
87 %
81 %
500 to 10 000  km
86 %
79 %
84 %
77 %
Above 10 000  km
80 %
71 %
78 %
67 %
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – No fertilisation)
Case 1
1 to 500 km
56 %
35 %
48 %
23 %
500 to 10 000  km
54 %
32 %
46 %
20 %
Above 10 000  km
49 %
24 %
40 %
10 %
Case 2a
1 to 500 km
76 %
64 %
72 %
58 %
500 to 10 000  km
74 %
61 %
69 %
54 %
Above 10 000  km
68 %
53 %
63 %
45 %
Case 3a
1 to 500 km
91 %
86 %
90 %
85 %
500 to 10 000  km
89 %
83 %
87 %
81 %
Above 10 000  km
83 %
75 %
81 %
71 %
Stemwood
Case 1
1 to 500 km
57 %
37 %
49 %
24 %
500 to 2 500  km
58 %
37 %
49 %
25 %
2 500  to 10 000  km
55 %
34 %
47 %
21 %
Above 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Case 2a
1 to 500 km
77 %
66 %
73 %
60 %
500 to 2 500  km
77 %
66 %
73 %
60 %
2 500  to 10 000  km
75 %
63 %
70 %
56 %
Above 10 000  km
70 %
55 %
64 %
46 %
Case 3a
1 to 500 km
92 %
88 %
91 %
86 %
500 to 2 500  km
92 %
88 %
91 %
87 %
2 500  to 10 000  km
90 %
85 %
88 %
83 %
Above 10 000  km
84 %
77 %
82 %
73 %
Wood briquettes or pellets from wood industry residues
Case 1
1 to 500 km
75 %
62 %
69 %
55 %
500 to 2 500  km
75 %
62 %
70 %
55 %
2 500  to 10 000  km
72 %
59 %
67 %
51 %
Above 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Case 2a
1 to 500 km
87 %
80 %
84 %
76 %
500 to 2 500  km
87 %
80 %
84 %
77 %
2 500  to 10 000  km
85 %
77 %
82 %
73 %
Above 10 000  km
79 %
69 %
75 %
63 %
Case 3a
1 to 500 km
95 %
93 %
94 %
91 %
500 to 2 500  km
95 %
93 %
94 %
92 %
2 500  to 10 000  km
93 %
90 %
92 %
88 %
Above 10 000  km
88 %
82 %
85 %
78 %
AGRICULTURE PATHWAYS
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Heat
Electricity
Heat
Electricity
Agricultural Residues with density < 0,2 t/m
3
(
*2
)
1 to 500 km
95 %
92 %
93 %
90 %
500 to 2 500  km
89 %
83 %
86 %
80 %
2 500  to 10 000  km
77 %
66 %
73 %
60 %
Above 10 000  km
57 %
36 %
48 %
23 %
Agricultural Residues with density > 0,2 t/m
3
(
*3
)
1 to 500 km
95 %
92 %
93 %
90 %
500 to 2 500  km
93 %
89 %
92 %
87 %
2 500  to 10 000  km
88 %
82 %
85 %
78 %
Above 10 000  km
78 %
68 %
74 %
61 %
Straw pellets
1 to 500 km
88 %
82 %
85 %
78 %
500 to 10 000  km
86 %
79 %
83 %
74 %
Above 10 000  km
80 %
70 %
76 %
64 %
Bagasse briquettes
500 to 10 000  km
93 %
89 %
91 %
87 %
Above 10 000  km
87 %
81 %
85 %
77 %
Palm Kernel Meal
Above 10 000  km
20 %
-18 %
11 %
-33 %
Palm Kernel Meal (no CH
4
 emissions from oil mill)
Above 10 000  km
46 %
20 %
42 %
14 %
BIOGAS FOR ELECTRICITY
 (
*4
)
Biogas production system
Technological option
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Wet manure
 (
1
)
Case 1
Open digestate
 (
2
)
146 %
94 %
Close digestate
 (
3
)
246 %
240 %
Case 2
Open digestate
136 %
85 %
Close digestate
227 %
219 %
Case 3
Open digestate
142 %
86 %
Close digestate
243 %
235 %
Maize whole plant
 (
4
)
Case 1
Open digestate
36 %
21 %
Close digestate
59 %
53 %
Case 2
Open digestate
34 %
18 %
Close digestate
55 %
47 %
Case 3
Open digestate
28 %
10 %
Close digestate
52 %
43 %
Biowaste
Case 1
Open digestate
47 %
26 %
Close digestate
84 %
78 %
Case 2
Open digestate
43 %
21 %
Close digestate
77 %
68 %
Case 3
Open digestate
38 %
14 %
Close digestate
76 %
66 %
BIOGAS FOR ELECTRICITY – MIXTURES OF MANURE AND MAIZE
Biogas production system
Technological option
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Manure – Maize
80 % - 20 %
Case 1
Open digestate
72 %
45 %
Close digestate
120 %
114 %
Case 2
Open digestate
67 %
40 %
Close digestate
111 %
103 %
Case 3
Open digestate
65 %
35 %
Close digestate
114 %
106 %
Manure – Maize
70 % - 30 %
Case 1
Open digestate
60 %
37 %
Close digestate
100 %
94 %
Case 2
Open digestate
57 %
32 %
Close digestate
93 %
85 %
Case 3
Open digestate
53 %
27 %
Close digestate
94 %
85 %
Manure – Maize
60 % - 40 %
Case 1
Open digestate
53 %
32 %
Close digestate
88 %
82 %
Case 2
Open digestate
50 %
28 %
Close digestate
82 %
73 %
Case 3
Open digestate
46 %
22 %
Close digestate
81 %
72 %
BIOMETHANE FOR TRANSPORT
 (
*5
)
Biomethane production system
Technological options
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Wet manure
Open digestate, no off-gas combustion
117 %
72 %
Open digestate, off-gas combustion
133 %
94 %
Close digestate, no off-gas combustion
190 %
179 %
Close digestate, off-gas combustion
206 %
202 %
Maize whole plant
Open digestate, no off-gas combustion
35 %
17 %
Open digestate, off-gas combustion
51 %
39 %
Close digestate, no off-gas combustion
52 %
41 %
Close digestate, off-gas combustion
68 %
63 %
Biowaste
Open digestate, no off-gas combustion
43 %
20 %
Open digestate, off-gas combustion
59 %
42 %
Close digestate, no off-gas combustion
70 %
58 %
Close digestate, off-gas combustion
86 %
80 %
BIOMETHANE – MIXTURES OF MANURE AND MAIZE
 (
*6
)
Biomethane production system
Technological options
Greenhouse gas emissions savings – typical value
Greenhouse gas emissions savings – default value
Manure – Maize
80 % - 20 %
Open digestate, no off-gas combustion
 (
5
)
62 %
35 %
Open digestate, off-gas combustion
 (
6
)
78 %
57 %
Close digestate, no off-gas combustion
97 %
86 %
Close digestate, off-gas combustion
113 %
108 %
Manure – Maize
70 % - 30 %
Open digestate, no off-gas combustion
53 %
29 %
Open digestate, off-gas combustion
69 %
51 %
Close digestate, no off-gas combustion
83 %
71 %
Close digestate, off-gas combustion
99 %
94 %
Manure – Maize
60 % - 40 %
Open digestate, no off-gas combustion
48 %
25 %
Open digestate, off-gas combustion
64 %
48 %
Close digestate, no off-gas combustion
74 %
62 %
Close digestate, off-gas combustion
90 %
84 %
B.   METHODOLOGY
1.
Greenhouse gas emissions from the production and use of biomass fuels, shall be calculated as follows:
(a)
Greenhouse gas emissions from the production and use of biomass fuels before conversion into electricity, heating and cooling, shall be calculated as:
E = e
ec
 + e
l
 + e
p
 + e
td
 + e
u
 – e
sca
 – e
ccs
 – e
ccr
,
Where
E
=
total emissions from the production of the fuel before energy conversion;
e
ec
=
emissions from the extraction or cultivation of raw materials;
e
l
=
annualised emissions from carbon stock changes caused by land-use change;
e
p
=
emissions from processing;
e
td
=
emissions from transport and distribution;
e
u
=
emissions from the fuel in use;
e
sca
=
emission savings from soil carbon accumulation via improved agricultural management;
e
ccs
=
emission savings from CO
2
 capture and geological storage; and
e
ccr
=
emission savings from CO
2
 capture and replacement.
Emissions from the manufacture of machinery and equipment shall not be taken into account.
(b)
In the case of co-digestion of different substrates in a biogas plant for the production of biogas or biomethane, the typical and default values of greenhouse gas emissions shall be calculated as:
where
E
=
greenhouse gas emissions per MJ biogas or biomethane produced from co-digestion of the defined mixture of substrates
S
n
=
Share of feedstock n in energy content
E
n
=
Emission in g CO
2
/MJ for pathway n as provided in Part D of this Annex (*)
where
P
n
=
energy yield [MJ] per kilogram of wet input of feedstock n (**)
W
n
=
weighting factor of substrate n defined as:
where:
I
n
=
Annual input to digester of substrate n [tonne of fresh matter]
AM
n
=
Average annual moisture of substrate n [kg water/kg fresh matter]
SM
n
=
Standard moisture for substrate n (***).
(*)
For animal manure used as substrate, a bonus of 45 g CO
2
eq/MJ manure (– 54 kg CO
2
eq/t fresh matter) is added for improved agricultural and manure management.
(**)
The following values of P
n
 shall be used for calculating typical and default values:
P(Maize): 4,16 [MJ
biogas
/kg 
wet maize @ 65 % moisture
]
P(Manure): 0,50 [MJ
biogas
/kg 
wet manure @ 90 % moisture
]
P(Biowaste) 3,41 [MJ
biogas
/kg 
wet biowaste @ 76 % moisture
]
(***)
The following values of the standard moisture for substrate SM
n
 shall be used:
SM(Maize): 0,65 [kg water/kg fresh matter]
SM(Manure): 0,90 [kg water/kg fresh matter]
SM(Biowaste): 0,76 [kg water/kg fresh matter]
(c)
In the case of co-digestion of n substrates in a biogas plant for the production of electricity or biomethane, actual greenhouse gas emissions of biogas and biomethane are calculated as follows:
where
E
=
total emissions from the production of the biogas or biomethane before energy conversion;
S
n
=
Share of feedstock n, in fraction of input to the digester;
e
ec,n
=
emissions from the extraction or cultivation of feedstock n;
e
td,feedstock,n
=
emissions from transport of feedstock n to the digester;
e
l,n
=
annualised emissions from carbon stock changes caused by land-use change, for feedstock n;
e
sca
=
emission savings from improved agricultural management of feedstock n (*);
e
p
=
emissions from processing;
e
td,product
=
emissions from transport and distribution of biogas and/or biomethane;
e
u
=
emissions from the fuel in use, that is greenhouse gases emitted during combustion;
e
ccs
=
emission savings from CO
2
 capture and geological storage; and
e
ccr
=
emission savings from CO
2
 capture and replacement.
(*)
For e
sca
 a bonus of 45 g CO
2
eq/MJ manure shall be attributed for improved agricultural and manure management in the case animal manure is used as a substrate for the production of biogas and biomethane.
(d)
Greenhouse gas emissions from the use of biomass fuels in producing electricity, heating and cooling, including the energy conversion to electricity and/or heat or cooling produced, shall be calculated as follows:
(i)
For energy installations delivering only heat:
(ii)
For energy installations delivering only electricity:
where
EC
h,el
=
Total greenhouse gas emissions from the final energy commodity.
E
=
Total greenhouse gas emissions of the fuel before end-conversion.
η
el
=
The electrical efficiency, defined as the annual electricity produced divided by the annual fuel input, based on its energy content.
η
h
=
The heat efficiency, defined as the annual useful heat output divided by the annual fuel input, based on its energy content.
(iii)
For the electricity or mechanical energy coming from energy installations delivering useful heat together with electricity and/or mechanical energy:
(iv)
For the useful heat coming from energy installations delivering heat together with electricity and/or mechanical energy:
where:
EC
h,el
=
Total greenhouse gas emissions from the final energy commodity.
E
=
Total greenhouse gas emissions of the fuel before end-conversion.
η
el
=
The electrical efficiency, defined as the annual electricity produced divided by the annual energy input, based on its energy content.
η
h
=
The heat efficiency, defined as the annual useful heat output divided by the annual energy input, based on its energy content.
C
el
=
Fraction of exergy in the electricity, and/or mechanical energy, set to 100 % (C
el
 = 1).
C
h
=
Carnot efficiency (fraction of exergy in the useful heat).
The Carnot efficiency, C
h
, for useful heat at different temperatures is defined as:
where:
T
h
=
Temperature, measured in absolute temperature (kelvin) of the useful heat at point of delivery.
T
0
=
Temperature of surroundings, set at 273,15 kelvin (equal to 0 °C).
If the excess heat is exported for heating of buildings, at a temperature below 150 °C (423,15 kelvin), C
h
 can alternatively be defined as follows:
C
h
=
Carnot efficiency in heat at 150 °C (423,15 kelvin), which is: 0,3546
For the purposes of that calculation, the following definitions apply:
(i)
‘cogeneration’ shall mean the simultaneous generation in one process of thermal energy and electricity and/or mechanical energy;
(ii)
‘useful heat’ shall mean heat generated to satisfy an economical justifiable demand for heat, for heating or cooling purposes;
(iii)
‘economically justifiable demand’ shall mean the demand that does not exceed the needs for heat or cooling and which would otherwise be satisfied at market conditions.
2.
Greenhouse gas emissions from biomass fuels shall be expressed as follows:
(a)
greenhouse gas emissions from biomass fuels, E, shall be expressed in terms of grams of CO
2
 equivalent per MJ of biomass fuel, g CO
2
eq/MJ;
(b)
greenhouse gas emissions from heating or electricity, produced from biomass fuels, EC, shall be expressed in terms of grams of CO
2
 equivalent per MJ of final energy commodity (heat or electricity), g CO
2
eq/MJ.
When heating and cooling are co-generated with electricity, emissions shall be allocated between heat and electricity (as under point 1(d)), irrespective if the heat is used for actual heating purposes or for cooling. 
(
7
)
Where the greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials e
ec
 are expressed in unit g CO
2
eq/dry-ton of feedstock, the conversion to grams of CO
2
 equivalent per MJ of fuel, g CO
2
eq /MJ, shall be calculated as follows 
(
8
)
:
Where
Emissions per dry-ton feedstock shall be calculated as follows:
3.
Greenhouse gas emissions savings from biomass fuels shall be calculated as follows:
(a)
greenhouse gas emissions savings from biomass fuels used as transport fuels:
SAVING = (E
F(t)
 – E
B
)/E
F(t)
where
E
B
=
total emissions from biomass fuels used as transport fuels; and
E
F(t)
=
total emissions from the fossil fuel comparator for transport
(b)
greenhouse gas emissions savings from heat and cooling, and electricity being generated from biomass fuels:
SAVING = (EC
F(h&c,el)
 – EC
B(h&c,el)
)/EC
F (h&c,el)
,
where
EC
B(h&c,el)
=
total emissions from the heat or electricity,
EC
F(h&c,el)
=
total emissions from the fossil fuel comparator for useful heat or electricity.
4.
The greenhouse gases taken into account for the purposes of point 1 shall be CO
2
, N
2
O and CH
4
. For the purposes of calculating CO
2
 equivalence, those gases shall be valued as follows:
CO
2
: 1
N
2
O: 298
CH
4
: 25
5.
Emissions from the extraction, harvesting or cultivation of raw materials, e
ec
, shall include emissions from the extraction, harvesting or cultivation process itself; from the collection, drying and storage of raw materials; from waste and leakages; and from the production of chemicals or products used in extraction or cultivation. Capture of CO
2
 in the cultivation of raw materials shall be excluded. Estimates of emissions from agriculture biomass cultivation may be derived from the regional averages for cultivation emissions included in the reports referred to in Article 31(4) of this Directive or the information on the disaggregated default values for cultivation emissions included in this Annex, as an alternative to using actual values. In the absence of relevant information in those reports it is allowed to calculate averages based on local farming practises based for instance on data of a group of farms, as an alternative to using actual values.
Estimates of emissions from cultivation and harvesting of forestry biomass may be derived from the use of averages for cultivation and harvesting emissions calculated for geographical areas at national level, as an alternative to using actual values.
6.
For the purposes of the calculation referred to in point 1(a), emission savings from improved agriculture management, e
sca
, such as shifting to reduced or zero-tillage, improved crop/rotation, the use of cover crops, including crop residue management, and the use of organic soil improver (e.g. compost, manure fermentation digestate), shall be taken into account only if solid and verifiable evidence is provided that the soil carbon has increased or that it is reasonable to expect to have increased over the period in which the raw materials concerned were cultivated while taking into account the emissions where such practices lead to increased fertiliser and herbicide use 
(
9
)
.
7.
Annualised emissions from carbon stock changes caused by land-use change, e
l
, shall be calculated by dividing total emissions equally over 20 years. For the calculation of those emissions the following rule shall be applied:
e
l
 = (CS
R
 – CS
A
) × 3,664 × 1/20 × 1/P – e
B
, 
(
10
)
where
e
l
=
annualised greenhouse gas emissions from carbon stock change due to land-use change (measured as mass of CO
2
-equivalent per unit biomass fuel energy). ‘Cropland’ 
(
11
)
 and ‘perennial cropland’ 
(
12
)
 shall be regarded as one land use;
CS
R
=
the carbon stock per unit area associated with the reference land use (measured as mass (tonnes) of carbon per unit area, including both soil and vegetation). The reference land use shall be the land use in January 2008 or 20 years before the raw material was obtained, whichever was the later;
CS
A
=
the carbon stock per unit area associated with the actual land use (measured as mass (tonnes) of carbon per unit area, including both soil and vegetation). In cases where the carbon stock accumulates over more than one year, the value attributed to CS
A
 shall be the estimated stock per unit area after 20 years or when the crop reaches maturity, whichever the earlier;
P
=
the productivity of the crop (measured as biomass fuel energy per unit area per year); and
e
B
=
bonus of 29 g CO
2
eq/MJ biomass fuel if biomass is obtained from restored degraded land under the conditions laid down in point 8.
8.
The bonus of 29 g CO
2
eq/MJ shall be attributed if evidence is provided that the land:
(a)
was not in use for agriculture in January 2008 or any other activity; and
(b)
is severely degraded land, including such land that was formerly in agricultural use.
The bonus of 29 g CO
2
eq/MJ shall apply for a period of up to 20 years from the date of conversion of the land to agricultural use, provided that a steady increase in carbon stocks as well as a sizable reduction in erosion phenomena for land falling under (b) are ensured.
9.
‘Severely degraded land’ means land that, for a significant period of time, has either been significantly salinated or presented significantly low organic matter content and has been severely eroded.
10.
In accordance with point 10 of Part C of Annex V to this Directive, Commission Decision 2010/335/EU 
(
13
)
, which provides for guidelines for the calculation of land carbon stocks in relation to this Directive, drawing on the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories – volume 4, and in accordance with Regulations (EU) No 525/2013 and (EU) 2018/841, shall serve as the basis for the calculation of land carbon stocks.
11.
Emissions from processing, e
p
, shall include emissions from the processing itself; from waste and leakages; and from the production of chemicals or products used in processing, including the CO
2
 emissions corresponding to the carbon contents of fossil inputs, whether or not actually combusted in the process.
In accounting for the consumption of electricity not produced within the solid or gaseous biomass fuel production plant, the greenhouse gas emissions intensity of the production and distribution of that electricity shall be assumed to be equal to the average emission intensity of the production and distribution of electricity in a defined region. By way of derogation from this rule, producers may use an average value for an individual electricity production plant for electricity produced by that plant, if that plant is not connected to the electricity grid.
Emissions from processing shall include emissions from drying of interim products and materials where relevant.
12.
Emissions from transport and distribution, e
td
, shall include emissions from the transport of raw and semi-finished materials and from the storage and distribution of finished materials. Emissions from transport and distribution to be taken into account under point 5 shall not be covered by this point.
13.
Emissions of CO
2
 from fuel in use, e
u,
 shall be taken to be zero for biomass fuels. Emissions of non-CO
2
 greenhouse gases (CH
4
 and N
2
O) from the fuel in use shall be included in the e
u
 factor.
14.
Emission savings from CO
2
 capture and geological storage, e
ccs
, that have not already been accounted for in e
p
, shall be limited to emissions avoided through the capture and storage of emitted CO
2
 directly related to the extraction, transport, processing and distribution of biomass fuel if stored in compliance with Directive 2009/31/EC.
15.
Emission savings from CO
2
 capture and replacement, e
ccr
, shall be related directly to the production of biomass fuel they are attributed to, and shall be limited to emissions avoided through the capture of CO
2
 of which the carbon originates from biomass and which is used to replace fossil-derived CO
2
 in production of commercial products and services.
16.
Where a cogeneration unit – providing heat and/or electricity to a biomass fuel production process for which emissions are being calculated – produces excess electricity and/or excess useful heat, the greenhouse gas emissions shall be divided between the electricity and the useful heat according to the temperature of the heat (which reflects the usefulness (utility) of the heat). The useful part of the heat is found by multiplying its energy content with the Carnot efficiency, C
h
, calculated as follows:
where
T
h
=
Temperature, measured in absolute temperature (kelvin) of the useful heat at point of delivery.
T
0
=
Temperature of surroundings, set at 273,15 kelvin (equal to 0 °C).
If the excess heat is exported for heating of buildings, at a temperature below 150 °C (423,15 kelvin), C
h
 can alternatively be defined as follows:
C
h
=
Carnot efficiency in heat at 150 °C (423,15 kelvin), which is: 0,3546
For the purposes of that calculation, the actual efficiencies shall be used, defined as the annual mechanical energy, electricity and heat produced respectively divided by the annual energy input.
For the purposes of that calculation, the following definitions apply:
(a)
‘cogeneration’ shall mean the simultaneous generation in one process of thermal energy and electrical and/or mechanical energy;
(b)
‘useful heat’ shall mean heat generated to satisfy an economical justifiable demand for heat, for heating or cooling purposes;
(c)
‘economically justifiable demand’ shall mean the demand that does not exceed the needs for heat or cooling and which would otherwise be satisfied at market conditions.
17.
Where a biomass fuel production process produces, in combination, the fuel for which emissions are being calculated and one or more other products (‘co-products’), greenhouse gas emissions shall be divided between the fuel or its intermediate product and the co-products in proportion to their energy content (determined by lower heating value in the case of co-products other than electricity and heat). The greenhouse gas intensity of excess useful heat or excess electricity is the same as the greenhouse gas intensity of heat or electricity delivered to the biomass fuel production process and is determined from calculating the greenhouse gas intensity of all inputs and emissions, including the feedstock and CH
4
 and N
2
O emissions, to and from the cogeneration unit, boiler or other apparatus delivering heat or electricity to the biomass fuel production process. In the case of cogeneration of electricity and heat, the calculation is performed following point 16.
18.
For the purposes of the calculations referred to in point 17, the emissions to be divided shall be e
ec
 + e
l
 + e
sca
 + those fractions of e
p
, e
td
, e
ccs
 and e
ccr
 that take place up to and including the process step at which a co-product is produced. If any allocation to co-products has taken place at an earlier process step in the life-cycle, the fraction of those emissions assigned in the last such process step to the intermediate fuel product shall be used for those purposes instead of the total of those emissions.
In the case of biogas and biomethane, all co-products that do not fall under the scope of point 7 shall be taken into account for the purposes of that calculation. No emissions shall be allocated to wastes and residues. Co-products that have a negative energy content shall be considered to have an energy content of zero for the purposes of the calculation.
Wastes and residues, including tree tops and branches, straw, husks, cobs and nut shells, and residues from processing, including crude glycerine (glycerine that is not refined) and bagasse, shall be considered to have zero life-cycle greenhouse gas emissions up to the process of collection of those materials irrespectively of whether they are processed to interim products before being transformed into the final product.
In the case of biomass fuels produced in refineries, other than the combination of processing plants with boilers or cogeneration units providing heat and/or electricity to the processing plant, the unit of analysis for the purposes of the calculation referred to in point 17 shall be the refinery.
19.
For biomass fuels used for the production of electricity, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator EC
F(el)
 shall be 183 g CO
2
eq/MJ electricity or 212 g CO
2
eq/MJ electricity for the outermost regions.
For biomass fuels used for the production of useful heat, as well as for the production of heating and/or cooling, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator EC
F(h)
 shall be 80 g CO
2
eq/MJ heat.
For biomass fuels used for the production of useful heat, in which a direct physical substitution of coal can be demonstrated, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator EC
F(h)
 shall be 124 g CO
2
eq/MJ heat.
For biomass fuels used as transport fuels, for the purposes of the calculation referred to in point 3, the fossil fuel comparator E
F(t)
 shall be 94 g CO
2
eq/MJ.
C.   DISAGGREGATED DEFAULT VALUES FOR BIOMASS FUELS
Wood briquettes or pellets
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
Cultivation
Processing
Transport
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Cultivation
Processing
Transport
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Wood chips from forest residues
1 to 500 km
0,0
1,6
3,0
0,4
0,0
1,9
3,6
0,5
500 to 2 500  km
0,0
1,6
5,2
0,4
0,0
1,9
6,2
0,5
2 500  to 10 000  km
0,0
1,6
10,5
0,4
0,0
1,9
12,6
0,5
Above 10 000  km
0,0
1,6
20,5
0,4
0,0
1,9
24,6
0,5
Wood chips from SRC (Eucalyptus)
2 500  to 10 000  km
4,4
0,0
11,0
0,4
4,4
0,0
13,2
0,5
Wood chips from SRC (Poplar – fertilised)
1 to 500 km
3,9
0,0
3,5
0,4
3,9
0,0
4,2
0,5
500 to 2 500  km
3,9
0,0
5,6
0,4
3,9
0,0
6,8
0,5
2 500  to 10 000  km
3,9
0,0
11,0
0,4
3,9
0,0
13,2
0,5
Above 10 000  km
3,9
0,0
21,0
0,4
3,9
0,0
25,2
0,5
Wood chips from SRC (Poplar – Not fertilised)
1 to 500 km
2,2
0,0
3,5
0,4
2,2
0,0
4,2
0,5
500 to 2 500  km
2,2
0,0
5,6
0,4
2,2
0,0
6,8
0,5
2 500  to 10 000  km
2,2
0,0
11,0
0,4
2,2
0,0
13,2
0,5
Above 10 000  km
2,2
0,0
21,0
0,4
2,2
0,0
25,2
0,5
Wood chips from stemwood
1 to 500 km
1,1
0,3
3,0
0,4
1,1
0,4
3,6
0,5
500 to 2 500  km
1,1
0,3
5,2
0,4
1,1
0,4
6,2
0,5
2 500  to 10 000  km
1,1
0,3
10,5
0,4
1,1
0,4
12,6
0,5
Above 10 000  km
1,1
0,3
20,5
0,4
1,1
0,4
24,6
0,5
Wood chips from wood industry residues
1 to 500 km
0,0
0,3
3,0
0,4
0,0
0,4
3,6
0,5
500 to 2 500  km
0,0
0,3
5,2
0,4
0,0
0,4
6,2
0,5
2 500  to 10 000  km
0,0
0,3
10,5
0,4
0,0
0,4
12,6
0,5
Above 10 000  km
0,0
0,3
20,5
0,4
0,0
0,4
24,6
0,5
Wood briquettes or pellets
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
Cultivation
Processing
Transport & distribution
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Cultivation
Processing
Transport & distribution
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 1)
1 to 500 km
0,0
25,8
2,9
0,3
0,0
30,9
3,5
0,3
500 to 2 500  km
0,0
25,8
2,8
0,3
0,0
30,9
3,3
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
25,8
4,3
0,3
0,0
30,9
5,2
0,3
Above 10 000  km
0,0
25,8
7,9
0,3
0,0
30,9
9,5
0,3
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 2a)
1 to 500 km
0,0
12,5
3,0
0,3
0,0
15,0
3,6
0,3
500 to 2 500  km
0,0
12,5
2,9
0,3
0,0
15,0
3,5
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
12,5
4,4
0,3
0,0
15,0
5,3
0,3
Above 10 000  km
0,0
12,5
8,1
0,3
0,0
15,0
9,8
0,3
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 3a)
1 to 500 km
0,0
2,4
3,0
0,3
0,0
2,8
3,6
0,3
500 to 2 500  km
0,0
2,4
2,9
0,3
0,0
2,8
3,5
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
2,4
4,4
0,3
0,0
2,8
5,3
0,3
Above 10 000  km
0,0
2,4
8,2
0,3
0,0
2,8
9,8
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Eucalyptus – case 1)
2 500  to 10 000  km
3,9
24,5
4,3
0,3
3,9
29,4
5,2
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Eucalyptus – case 2a)
2 500  to 10 000  km
5,0
10,6
4,4
0,3
5,0
12,7
5,3
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Eucalyptus – case 3a)
2 500  to 10 000  km
5,3
0,3
4,4
0,3
5,3
0,4
5,3
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – Fertilised – case 1)
1 to 500 km
3,4
24,5
2,9
0,3
3,4
29,4
3,5
0,3
500 to 10 000  km
3,4
24,5
4,3
0,3
3,4
29,4
5,2
0,3
Above 10 000  km
3,4
24,5
7,9
0,3
3,4
29,4
9,5
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – Fertilised – case 2a)
1 to 500 km
4,4
10,6
3,0
0,3
4,4
12,7
3,6
0,3
500 to 10 000  km
4,4
10,6
4,4
0,3
4,4
12,7
5,3
0,3
Above 10 000  km
4,4
10,6
8,1
0,3
4,4
12,7
9,8
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – Fertilised – case 3a)
1 to 500 km
4,6
0,3
3,0
0,3
4,6
0,4
3,6
0,3
500 to 10 000  km
4,6
0,3
4,4
0,3
4,6
0,4
5,3
0,3
Above 10 000  km
4,6
0,3
8,2
0,3
4,6
0,4
9,8
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – no fertilisation – case 1)
1 to 500 km
2,0
24,5
2,9
0,3
2,0
29,4
3,5
0,3
500 to 2 500  km
2,0
24,5
4,3
0,3
2,0
29,4
5,2
0,3
2 500  to 10 000  km
2,0
24,5
7,9
0,3
2,0
29,4
9,5
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – no fertilisation – case 2a)
1 to 500 km
2,5
10,6
3,0
0,3
2,5
12,7
3,6
0,3
500 to 10 000  km
2,5
10,6
4,4
0,3
2,5
12,7
5,3
0,3
Above 10 000  km
2,5
10,6
8,1
0,3
2,5
12,7
9,8
0,3
Wood briquettes from short rotation coppice
(Poplar – no fertilisation– case 3a)
1 to 500 km
2,6
0,3
3,0
0,3
2,6
0,4
3,6
0,3
500 to 10 000  km
2,6
0,3
4,4
0,3
2,6
0,4
5,3
0,3
Above 10 000  km
2,6
0,3
8,2
0,3
2,6
0,4
9,8
0,3
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 1)
1 to 500 km
1,1
24,8
2,9
0,3
1,1
29,8
3,5
0,3
500 to 2 500  km
1,1
24,8
2,8
0,3
1,1
29,8
3,3
0,3
2 500  to 10 000  km
1,1
24,8
4,3
0,3
1,1
29,8
5,2
0,3
Above 10 000  km
1,1
24,8
7,9
0,3
1,1
29,8
9,5
0,3
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 2a)
1 to 500 km
1,4
11,0
3,0
0,3
1,4
13,2
3,6
0,3
500 to 2 500  km
1,4
11,0
2,9
0,3
1,4
13,2
3,5
0,3
2 500  to 10 000  km
1,4
11,0
4,4
0,3
1,4
13,2
5,3
0,3
Above 10 000  km
1,4
11,0
8,1
0,3
1,4
13,2
9,8
0,3
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 3a)
1 to 500 km
1,4
0,8
3,0
0,3
1,4
0,9
3,6
0,3
500 to 2 500  km
1,4
0,8
2,9
0,3
1,4
0,9
3,5
0,3
2 500  to 10 000  km
1,4
0,8
4,4
0,3
1,4
0,9
5,3
0,3
Above 10 000  km
1,4
0,8
8,2
0,3
1,4
0,9
9,8
0,3
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 1)
1 to 500 km
0,0
14,3
2,8
0,3
0,0
17,2
3,3
0,3
500 to 2 500  km
0,0
14,3
2,7
0,3
0,0
17,2
3,2
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
14,3
4,2
0,3
0,0
17,2
5,0
0,3
Above 10 000  km
0,0
14,3
7,7
0,3
0,0
17,2
9,2
0,3
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 2a)
1 to 500 km
0,0
6,0
2,8
0,3
0,0
7,2
3,4
0,3
500 to 2 500  km
0,0
6,0
2,7
0,3
0,0
7,2
3,3
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
6,0
4,2
0,3
0,0
7,2
5,1
0,3
Above 10 000  km
0,0
6,0
7,8
0,3
0,0
7,2
9,3
0,3
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 3a)
1 to 500 km
0,0
0,2
2,8
0,3
0,0
0,3
3,4
0,3
500 to 2 500  km
0,0
0,2
2,7
0,3
0,0
0,3
3,3
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
0,2
4,2
0,3
0,0
0,3
5,1
0,3
Above 10 000  km
0,0
0,2
7,8
0,3
0,0
0,3
9,3
0,3
Agriculture pathways
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions – typical value (g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value (g CO
2
eq/MJ)
Cultivation
Processing
Transport & distribution
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Cultivation
Processing
Transport & distribution
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Agricultural Residues with density < 0,2 t/m
3
1 to 500 km
0,0
0,9
2,6
0,2
0,0
1,1
3,1
0,3
500 to 2 500  km
0,0
0,9
6,5
0,2
0,0
1,1
7,8
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
0,9
14,2
0,2
0,0
1,1
17,0
0,3
Above 10 000  km
0,0
0,9
28,3
0,2
0,0
1,1
34,0
0,3
Agricultural Residues with density > 0,2 t/m
3
1 to 500 km
0,0
0,9
2,6
0,2
0,0
1,1
3,1
0,3
500 to 2 500  km
0,0
0,9
3,6
0,2
0,0
1,1
4,4
0,3
2 500  to 10 000  km
0,0
0,9
7,1
0,2
0,0
1,1
8,5
0,3
Above 10 000  km
0,0
0,9
13,6
0,2
0,0
1,1
16,3
0,3
Straw pellets
1 to 500 km
0,0
5,0
3,0
0,2
0,0
6,0
3,6
0,3
500 to 10 000  km
0,0
5,0
4,6
0,2
0,0
6,0
5,5
0,3
Above 10 000  km
0,0
5,0
8,3
0,2
0,0
6,0
10,0
0,3
Bagasse briquettes
500 to 10 000  km
0,0
0,3
4,3
0,4
0,0
0,4
5,2
0,5
Above 10 000  km
0,0
0,3
8,0
0,4
0,0
0,4
9,5
0,5
Palm Kernel Meal
Above 10 000  km
21,6
21,1
11,2
0,2
21,6
25,4
13,5
0,3
Palm Kernel Meal (no CH
4
 emissions from oil mill)
Above 10 000  km
21,6
3,5
11,2
0,2
21,6
4,2
13,5
0,3
Disaggregated default values for biogas for the production of electricity
Biomass fuel production system
Technology
TYPICAL VALUE [g CO
2
eq/MJ]
DEFAULT VALUE [g CO
2
eq/MJ]
Cultivation
Processing
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Transport
Manure credits
Cultivation
Processing
Non-CO
2
 emissions from the fuel in use
Transport
Manure credits
Wet manure
 (
14
)
case 1
Open digestate
0,0
69,6
8,9
0,8
– 107,3
0,0
97,4
12,5
0,8
– 107,3
Close digestate
0,0
0,0
8,9
0,8
– 97,6
0,0
0,0
12,5
0,8
– 97,6
case 2
Open digestate
0,0
74,1
8,9
0,8
– 107,3
0,0
103,7
12,5
0,8
– 107,3
Close digestate
0,0
4,2
8,9
0,8
– 97,6
0,0
5,9
12,5
0,8
– 97,6
case 3
Open digestate
0,0
83,2
8,9
0,9
– 120,7
0,0
116,4
12,5
0,9
– 120,7
Close digestate
0,0
4,6
8,9
0,8
– 108,5
0,0
6,4
12,5
0,8
– 108,5
Maize whole plant
 (
15
)
case 1
Open digestate
15,6
13,5
8,9
0,0
 (
16
)
—
15,6
18,9
12,5
0,0
—
Close digestate
15,2
0,0
8,9
0,0
—
15,2
0,0
12,5
0,0
—
case 2
Open digestate
15,6
18,8
8,9
0,0
—
15,6
26,3
12,5
0,0
—
Close digestate
15,2
5,2
8,9
0,0
—
15,2
7,2
12,5
0,0
—
case 3
Open digestate
17,5
21,0
8,9
0,0
—
17,5
29,3
12,5
0,0
—
Close digestate
17,1
5,7
8,9
0,0
—
17,1
7,9
12,5
0,0
—
Biowaste
case 1
Open digestate
0,0
21,8
8,9
0,5
—
0,0
30,6
12,5
0,5
—
Close digestate
0,0
0,0
8,9
0,5
—
0,0
0,0
12,5
0,5
—
case 2
Open digestate
0,0
27,9
8,9
0,5
—
0,0
39,0
12,5
0,5
—
Close digestate
0,0
5,9
8,9
0,5
—
0,0
8,3
12,5
0,5
—
case 3
Open digestate
0,0
31,2
8,9
0,5
—
0,0
43,7
12,5
0,5
—
Close digestate
0,0
6,5
8,9
0,5
—
0,0
9,1
12,5
0,5
—
Disaggregated default values for biomethane
Biomethane production system
Technological option
TYPICAL VALUE [g CO
2
eq/MJ]
DEFAULT VALUE [g CO
2
eq/MJ]
Cultivation
Processing
Upgrading
Transport
Compression at filling station
Manure credits
Cultivation
Processing
Upgrading
Transport
Compression at filling station
Manure credits
Wet manure
Open digestate
no off-gas combustion
0,0
84,2
19,5
1,0
3,3
– 124,4
0,0
117,9
27,3
1,0
4,6
– 124,4
off-gas combustion
0,0
84,2
4,5
1,0
3,3
– 124,4
0,0
117,9
6,3
1,0
4,6
– 124,4
Close digestate
no off-gas combustion
0,0
3,2
19,5
0,9
3,3
– 111,9
0,0
4,4
27,3
0,9
4,6
– 111,9
off-gas combustion
0,0
3,2
4,5
0,9
3,3
– 111,9
0,0
4,4
6,3
0,9
4,6
– 111,9
Maize whole plant
Open digestate
no off-gas combustion
18,1
20,1
19,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
27,3
0,0
4,6
—
off-gas combustion
18,1
20,1
4,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
6,3
0,0
4,6
—
Close digestate
no off-gas combustion
17,6
4,3
19,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
27,3
0,0
4,6
—
off-gas combustion
17,6
4,3
4,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
6,3
0,0
4,6
—
Biowaste
Open digestate
no off-gas combustion
0,0
30,6
19,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
27,3
0,6
4,6
—
off-gas combustion
0,0
30,6
4,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
6,3
0,6
4,6
—
Close digestate
no off-gas combustion
0,0
5,1
19,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
27,3
0,5
4,6
—
off-gas combustion
0,0
5,1
4,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
6,3
0,5
4,6
—
D.   TOTAL TYPICAL AND DEFAULT VALUES FOR BIOMASS FUEL PATHWAYS
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions – typical value (g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value (g CO
2
eq/MJ)
Woodchips from forest residues
1 to 500 km
5
6
500 to 2 500  km
7
9
2 500  to 10 000  km
12
15
Above 10 000  km
22
27
Woodchips from short rotation coppice (Eucalyptus)
2 500  to 10 000  km
16
18
Woodchips from short rotation coppice (Poplar – Fertilised)
1 to 500 km
8
9
500 to 2 500  km
10
11
2 500  to 10 000  km
15
18
Above 10 000  km
25
30
Woodchips from short rotation coppice (Poplar – No fertilisation)
1 to 500 km
6
7
500 to 2 500  km
8
10
2 500  to 10 000  km
14
16
Above 10 000  km
24
28
Woodchips from stemwood
1 to 500 km
5
6
500 to 2 500  km
7
8
2 500  to 10 000  km
12
15
Above 10 000  km
22
27
Woodchips from industry residues
1 to 500 km
4
5
500 to 2 500  km
6
7
2 500  to 10 000  km
11
13
Above 10 000  km
21
25
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 1)
1 to 500 km
29
35
500 to 2 500  km
29
35
2 500  to 10 000  km
30
36
Above 10 000  km
34
41
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 2a)
1 to 500 km
16
19
500 to 2 500  km
16
19
2 500  to 10 000  km
17
21
Above 10 000  km
21
25
Wood briquettes or pellets from forest residues (case 3a)
1 to 500 km
6
7
500 to 2 500  km
6
7
2 500  to 10 000  km
7
8
Above 10 000  km
11
13
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Eucalyptus – case 1)
2 500  to 10 000  km
33
39
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Eucalyptus – case 2a)
2 500  to 10 000  km
20
23
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Eucalyptus – case 3a)
2 500  to 10 000  km
10
11
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – Fertilised – case 1)
1 to 500 km
31
37
500 to 10 000  km
32
38
Above 10 000  km
36
43
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – Fertilised – case 2a)
1 to 500 km
18
21
500 to 10 000  km
20
23
Above 10 000  km
23
27
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – Fertilised – case 3a)
1 to 500 km
8
9
500 to 10 000  km
10
11
Above 10 000  km
13
15
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – no fertilisation – case 1)
1 to 500 km
30
35
500 to 10 000  km
31
37
Above 10 000  km
35
41
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – no fertilisation – case 2a)
1 to 500 km
16
19
500 to 10 000  km
18
21
Above 10 000  km
21
25
Wood briquettes or pellets from short rotation coppice (Poplar – no fertilisation – case 3a)
1 to 500 km
6
7
500 to 10 000  km
8
9
Above 10 000  km
11
13
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 1)
1 to 500 km
29
35
500 to 2 500  km
29
34
2 500  to 10 000  km
30
36
Above 10 000  km
34
41
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 2a)
1 to 500 km
16
18
500 to 2 500  km
15
18
2 500  to 10 000  km
17
20
Above 10 000  km
21
25
Wood briquettes or pellets from stemwood (case 3a)
1 to 500 km
5
6
500 to 2 500  km
5
6
2 500  to 10 000  km
7
8
Above 10 000  km
11
12
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 1)
1 to 500 km
17
21
500 to 2 500  km
17
21
2 500  to 10 000  km
19
23
Above 10 000  km
22
27
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 2a)
1 to 500 km
9
11
500 to 2 500  km
9
11
2 500  to 10 000  km
10
13
Above 10 000  km
14
17
Wood briquettes or pellets from wood industry residues (case 3a)
1 to 500 km
3
4
500 to 2 500  km
3
4
2 500  to 10 000
5
6
Above 10 000  km
8
10
Case 1 refers to processes in which a Natural Gas boiler is used to provide the process heat to the pellet mill. Process electricity is purchased from the grid.
Case 2a refers to processes in which a boiler fuelled with wood chips is used to provide the process heat to the pellet mill. Process electricity is purchased from the grid.
Case 3a refers to processes in which a CHP, fuelled with wood chips, is used to provide heat and electricity to the pellet mill.
Biomass fuel production system
Transport distance
Greenhouse gas emissions – typical value (g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value (g CO
2
eq/MJ)
Agricultural Residues with density < 0,2 t/m
3
(
17
)
1 to 500 km
4
4
500 to 2 500  km
8
9
2 500  to 10 000  km
15
18
Above 10 000  km
29
35
Agricultural Residues with density > 0,2 t/m
3
(
18
)
1 to 500 km
4
4
500 to 2 500  km
5
6
2 500  to 10 000  km
8
10
Above 10 000  km
15
18
Straw pellets
1 to 500 km
8
10
500 to 10 000  km
10
12
Above 10 000  km
14
16
Bagasse briquettes
500 to 10 000  km
5
6
Above 10 000  km
9
10
Palm Kernel Meal
Above 10 000  km
54
61
Palm Kernel Meal (no CH
4
 emissions from oil mill)
Above 10 000  km
37
40
Typical and default values – biogas for electricity
Biogas production system
Technological option
Typical value
Default value
Greenhouse gas emissions
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions
(g CO
2
eq/MJ)
Biogas for electricity from wet manure
Case 1
Open digestate
 (
19
)
– 28
3
Close digestate
 (
20
)
– 88
– 84
Case 2
Open digestate
– 23
10
Close digestate
– 84
– 78
Case 3
Open digestate
– 28
9
Close digestate
– 94
– 89
Biogas for electricity from maize whole plant
Case 1
Open digestate
38
47
Close digestate
24
28
Case 2
Open digestate
43
54
Close digestate
29
35
Case 3
Open digestate
47
59
Close digestate
32
38
Biogas for electricity from biowaste
Case 1
Open digestate
31
44
Close digestate
9
13
Case 2
Open digestate
37
52
Close digestate
15
21
Case 3
Open digestate
41
57
Close digestate
16
22
Typical and default values for biomethane
Biomethane production system
Technological option
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
Biomethane from wet manure
Open digestate, no off-gas combustion
 (
21
)
– 20
22
Open digestate, off-gas combustion
 (
22
)
– 35
1
Close digestate, no off-gas combustion
– 88
– 79
Close digestate, off-gas combustion
– 103
– 100
Biomethane from maize whole plant
Open digestate, no off-gas combustion
58
73
Open digestate, off-gas combustion
43
52
Close digestate, no off-gas combustion
41
51
Close digestate, off-gas combustion
26
30
Biomethane from biowaste
Open digestate, no off-gas combustion
51
71
Open digestate, off-gas combustion
36
50
Close digestate, no off-gas combustion
25
35
Close digestate, off-gas combustion
10
14
Typical and default values – biogas for electricity – mixtures of manure and maize: greenhouse gas emissions with shares given on a fresh mass basis
Biogas production system
Technological options
Greenhouse gas emissions – typical value
(g CO
2
eq/MJ)
Greenhouse gas emissions – default value
(g CO
2
eq/MJ)
Manure – Maize
80 % - 20 %
Case 1
Open digestate
17
33
Close digestate
– 12
– 9
Case 2
Open digestate
22
40
Close digestate
– 7
– 2
Case 3
Open digestate
23
43
Close digestate
– 9
– 4
Manure – Maize
70 % - 30 %
Case 1
Open digestate
24
37
Close digestate
0
3
Case 2
Open digestate
29
45
Close digestate
4
10
Case 3
Open digestate
31
48
Close digestate
4
10
Manure – Maize
60 % - 40 %
Case 1
Open digestate
28
40
Close digestate
7
11
Case 2
Open digestate
33
47
Close digestate
12
18
Case 3
Open digestate
36
52
Close digestate
12
18
Comments
Case 1 refers to pathways in which electricity and heat required in the process are supplied by the CHP engine itself.
Case 2 refers to pathways in which the electricity required in the process is taken from the grid and the process heat is supplied by the CHP engine itself. In some Member States, operators are not allowed to claim the gross production for subsidies and case 1 is the more likely configuration.
Case 3 refers to pathways in which the electricity required in the process is taken from the grid and the process heat is supplied by a biogas boiler. This case applies to some installations in which the CHP engine is not on-site and biogas is sold (but not upgraded to biomethane).
Typical and default values – biomethane - mixtures of manure and maize: greenhouse gas emissions with shares given on a fresh mass basis
Biomethane production system
Technological options
Typical value
Default value
(g CO
2
eq/MJ)
(g CO
2
eq/MJ)
Manure – Maize
80 % - 20 %
Open digestate, no off-gas combustion
32
57
Open digestate, off-gas combustion
17
36
Close digestate, no off-gas combustion
– 1
9
Close digestate, off-gas combustion
– 16
– 12
Manure – Maize
70 % - 30 %
Open digestate, no off-gas combustion
41
62
Open digestate, off-gas combustion
26
41
Close digestate, no off-gas combustion
13
22
Close digestate, off-gas combustion
– 2
1
Manure – Maize
60 % - 40 %
Open digestate, no off-gas combustion
46
66
Open digestate, off-gas combustion
31
45
Close digestate, no off-gas combustion
22
31
Close digestate, off-gas combustion
7
10
Where biomethane is used as Compressed Biomethane as a transport fuel, a value of 3,3 g CO
2
eq/MJ biomethane needs to be added to the typical values and a value of 4,6 g CO
2
eq/MJ biomethane to the default values.
(
*1
)
  
            
Case 1 refers to processes in which a natural gas boiler is used to provide the process heat to the pellet mill. Electricity for the pellet mill is supplied from the grid;
Case 2a refers to processes in which a woodchips boiler, fed with pre-dried chips, is used to provide process heat. Electricity for the pellet mill is supplied from the grid;
Case 3a refers to processes in which a CHP, fed with pre-dried woodchips, is used to provide electricity and heat to the pellet mill.
(
*2
)
  This group of materials includes agricultural residues with a low bulk density and it comprises materials such as straw bales, oat hulls, rice husks and sugar cane bagasse bales (not exhaustive list).
(
*3
)
  The group of agricultural residues with higher bulk density includes materials such as corn cobs, nut shells, soybean hulls, palm kernel shells (not exhaustive list).
(
*4
)
  
            
Case 1 refers to pathways in which electricity and heat required in the process are supplied by the CHP engine itself.
Case 2 refers to pathways in which the electricity required in the process is taken from the grid and the process heat is supplied by the CHP engine itself. In some Member States, operators are not allowed to claim the gross production for subsidies and case 1 is the more likely configuration.
Case 3 refers to pathways in which the electricity required in the process is taken from the grid and the process heat is supplied by a biogas boiler. This case applies to some installations in which the CHP engine is not on-site and biogas is sold (but not upgraded to biomethane).
(
1
)
  The values for biogas production from manure include negative emissions for emissions saved from raw manure management. The value of e
sca
 considered is equal to – 45 g CO
2
eq/MJ manure used in anaerobic digestion.
(
2
)
  Open storage of digestate accounts for additional emissions of CH
4
 and N
2
O. The magnitude of those emissions changes with ambient conditions, substrate types and the digestion efficiency.
(
3
)
  Close storage means that the digestate resulting from the digestion process is stored in a gas-tight tank and that the additional biogas released during storage is considered to be recovered for production of additional electricity or biomethane. No greenhouse gas emissions are included in that process.
(
4
)
  Maize whole plant means maize harvested as fodder and ensiled for preservation.
(
*5
)
  The greenhouse gas emissions savings for biomethane only refer to compressed biomethane relative to the fossil fuel comparator for transport of 94 g CO
2
eq/MJ.
(
*6
)
  The greenhouse gas emissions savings for biomethane only refer to compressed biomethane relative to the fossil fuel comparator for transport of 94 g CO
2
eq/MJ.
(
5
)
  This category includes the following categories of technologies for biogas upgrade to biomethane: Pressure Swing Adsorption (PSA), Pressure Water Scrubbing (PWS), Membranes, Cryogenic, and Organic Physical Scrubbing (OPS). It includes an emission of 0,03 MJ CH
4
/MJ biomethane for the emission of methane in the off-gases.
(
6
)
  This category includes the following categories of technologies for biogas upgrade to biomethane: Pressure Water Scrubbing (PWS) when water is recycled, Pressure Swing Adsorption (PSA), Chemical Scrubbing, Organic Physical Scrubbing (OPS), Membranes and Cryogenic upgrading. No methane emissions are considered for this category (the methane in the off-gas is combusted, if any).
(
7
)
  Heat or waste heat is used to generate cooling (chilled air or water) through absorption chillers. Therefore, it is appropriate to calculate only the emissions associated to the heat produced, per MJ of heat, irrespectively if the end-use of the heat is actual heating or cooling via absorption chillers.
(
8
)
  The formula for calculating greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials eec describes cases where feedstock is converted into biofuels in one step. For more complex supply chains, adjustments are needed for calculating greenhouse gas emissions from the extraction or cultivation of raw materials eec for intermediate products.
(
9
)
  Measurements of soil carbon can constitute such evidence, e.g. by a first measurement in advance of the cultivation and subsequent ones at regular intervals several years apart. In such a case, before the second measurement is available, increase in soil carbon would be estimated on the basis of representative experiments or soil models. From the second measurement onwards, the measurements would constitute the basis for determining the existence of an increase in soil carbon and its magnitude.
(
10
)
  The quotient obtained by dividing the molecular weight of CO2 (44,010 g/mol) by the molecular weight of carbon (12,011 g/mol) is equal to 3,664.
(
11
)
  Cropland as defined by IPCC.
(
12
)
  Perennial crops are defined as multi-annual crops, the stem of which is usually not annually harvested such as short rotation coppice and oil palm.
(
13
)
  Commission Decision 2010/335/EU of 10 June 2010 on guidelines for the calculation of land carbon stocks for the purpose of Annex V to Directive 2009/28/EC (
OJ L 151, 17.6.2010, p. 19
).
(
14
)
  The values for biogas production from manure include negative emissions for emissions saved from raw manure management. The value of e
sca
 considered is equal to – 45 g CO
2
eq/MJ manure used in anaerobic digestion.
(
15
)
  Maize whole plant means maize harvested as fodder and ensiled for preservation.
(
16
)
  Transport of agricultural raw materials to the transformation plant is, according to the methodology provided in the Commission's report of 25 February 2010 on sustainability requirements for the use of solid and gaseous biomass sources in electricity, heating and cooling, included in the ‘cultivation’ value. The value for transport of maize silage accounts for 0,4 g CO
2
eq/MJ biogas.
(
17
)
  This group of materials includes agricultural residues with a low bulk density and it comprises materials such as straw bales, oat hulls, rice husks and sugar cane bagasse bales (not exhaustive list).
(
18
)
  The group of agricultural residues with higher bulk density includes materials such as corn cobs, nut shells, soybean hulls, palm kernel shells (not exhaustive list).
(
19
)
  Open storage of digestate accounts for additional emissions of methane which change with the weather, the substrate and the digestion efficiency. In these calculations the amounts are taken to be equal to 0,05 MJ CH
4
/MJ biogas for manure, 0,035 MJ CH
4
/MJ biogas for maize and 0,01 MJ CH
4
/MJ biogas for biowaste.
(
20
)
  Close storage means that the digestate resulting from the digestion process is stored in a gas tight tank and the additional biogas released during storage is considered to be recovered for production of additional electricity or biomethane.
(
21
)
  This category includes the following categories of technologies for biogas upgrade to biomethane: Pressure Swing Adsorption (PSA), Pressure Water Scrubbing (PWS), Membranes, Cryogenic, and Organic Physical Scrubbing (OPS). It includes an emission of 0,03 MJ CH
4
/MJ biomethane for the emission of methane in the off-gases.
(
22
)
  This category includes the following categories of technologies for biogas upgrade to biomethane: Pressure Water Scrubbing (PWS) when water is recycled, Pressure Swing Adsorption (PSA), Chemical Scrubbing, Organic Physical Scrubbing (OPS), Membranes and Cryogenic upgrading. No methane emissions are considered for this category (the methane in the off-gas is combusted, if any).
ANNEX VII
ACCOUNTING OF ENERGY FROM HEAT PUMPS
The amount of aerothermal, geothermal or hydrothermal energy captured by heat pumps to be considered to be energy from renewable sources for the purposes of this Directive, E
RES
, shall be calculated in accordance with the following formula:
E
RES
 = Q
usable
 * (1 – 1/SPF)
where
—
Q
usable
=
the estimated total usable heat delivered by heat pumps fulfilling the criteria referred to in Article 7(4), implemented as follows: Only heat pumps for which SPF > 1,15 * 1/η shall be taken into account,
—
SPF
=
the estimated average seasonal performance factor for those heat pumps,
—
η
=
the ratio between total gross production of electricity and the primary energy consumption for the production of electricity and shall be calculated as an EU average based on Eurostat data.
ANNEX VIII
PART A.   PROVISIONAL ESTIMATED INDIRECT LAND-USE CHANGE EMISSIONS FROM BIOFUEL, BIOLIQUID AND BIOMASS FUEL FEEDSTOCK (g CO
2
eq/MJ) 
(
1
)
Feedstock group
Mean
 (
2
)
Interpercentile range derived from the sensitivity analysis
 (
3
)
Cereals and other starch-rich crops
12
8 to 16
Sugars
13
4 to 17
Oil crops
55
33 to 66
PART B.   BIOFUELS, BIOLIQUIDS AND BIOMASS FUELS FOR WHICH THE ESTIMATED INDIRECT LAND-USE CHANGE EMISSIONS ARE CONSIDERED TO BE ZERO
Biofuels, bioliquids and biomass fuels produced from the following feedstock categories will be considered to have estimated indirect land-use change emissions of zero:
(1)
feedstocks which are not listed under part A of this Annex.
(2)
feedstocks, the production of which has led to direct land-use change, namely, a change from one of the following IPCC land cover categories: forest land, grassland, wetlands, settlements, or other land, to cropland or perennial cropland 
(
4
)
. In such a case a direct land-use change emission value (e
l
) should have been calculated in accordance with point 7 of part C of Annex V.
(
1
)
  The mean values reported here represent a weighted average of the individually modelled feedstock values. The magnitude of the values in the Annex is sensitive to the range of assumptions (such as treatment of co-products, yield developments, carbon stocks and displacement of other commodities) used in the economic models developed for their estimation. Although it is therefore not possible to fully characterise the uncertainty range associated with such estimates, a sensitivity analysis conducted on the results based on a random variation of key parameters, a so-called Monte Carlo analysis, was conducted.
(
2
)
  The mean values included here represent a weighted average of the individually modelled feedstock values.
(
3
)
  The range included here reflects 90 % of the results using the fifth and ninety-fifth percentile values resulting from the analysis. The fifth percentile suggests a value below which 5 % of the observations were found (namely, 5 % of total data used showed results below 8, 4, and 33 g CO
2
eq/MJ). The ninety-fifth percentile suggests a value below which 95 % of the observations were found (namely, 5 % of total data used showed results above 16, 17, and 66 g CO
2
eq/MJ).
(
4
)
  Perennial crops are defined as multi-annual crops, the stem of which is usually not annually harvested such as short rotation coppice and oil palm.
ANNEX IX
Part A. Feedstocks for the production of biogas for transport and advanced biofuels, the contribution of which towards the minimum shares referred to in the first and fourth subparagraphs of Article 25(1) may be considered to be twice their energy content:
(a)
Algae if cultivated on land in ponds or photobioreactors;
(b)
Biomass fraction of mixed municipal waste, but not separated household waste subject to recycling targets under point (a) of Article 11(2) of Directive 2008/98/EC;
(c)
Biowaste as defined in point (4) of Article 3 of Directive 2008/98/EC from private households subject to separate collection as defined in point (11) of Article 3 of that Directive;
(d)
Biomass fraction of industrial waste not fit for use in the food or feed chain, including material from retail and wholesale and the agro-food and fish and aquaculture industry, and excluding feedstocks listed in part B of this Annex;
(e)
Straw;
(f)
Animal manure and sewage sludge;
(g)
Palm oil mill effluent and empty palm fruit bunches;
(h)
Tall oil pitch;
(i)
Crude glycerine;
(j)
Bagasse;
(k)
Grape marcs and wine lees;
(l)
Nut shells;
(m)
Husks;
(n)
Cobs cleaned of kernels of corn;
(o)
Biomass fraction of wastes and residues from forestry and forest-based industries, namely, bark, branches, pre-commercial thinnings, leaves, needles, tree tops, saw dust, cutter shavings, black liquor, brown liquor, fibre sludge, lignin and tall oil;
(p)
Other non-food cellulosic material;
(q)
Other ligno-cellulosic material except saw logs and veneer logs.
Part B. Feedstocks for the production of biofuels and biogas for transport, the contribution of which towards the minimum share established in the first subparagraph of Article 25(1) shall be limited and may be considered to be twice their energy content:
(a)
Used cooking oil;
(b)
Animal fats classified as categories 1 and 2 in accordance with Regulation (EC) No 1069/2009.
ANNEX X
PART A
Repealed Directive with a list of the successive amendments thereto (referred to in Article 37)
Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council
(
OJ L 140, 5.6.2009, p. 16
)
Council Directive 2013/18/EU
(
OJ L 158, 10.6.2013, p. 230
)
Directive (EU) 2015/1513 of the European Parliament and of the Council
(
OJ L 239, 15.9.2015, p. 1
)
Only Article 2
PART B
Time-limits for transposition into national law
(referred to in Article 36)
Directive
Time-limit for transposition
2009/28/EC
25 June 2009
2013/18/EU
1 July 2013
(EU) 2015/1513
10 September 2017
ANNEX XI
Correlation table
Directive 2009/28/EC
This Directive
Article 1
Article 1
Article 2, first subparagraph
Article 2, first subparagraph
Article 2, second subparagraph, introductory wording
Article 2, second subparagraph, introductory wording
Article 2, second subparagraph, point (a)
Article 2, second subparagraph, point (1)
Article 2, second subparagraph, point (b)
—
—
Article 2, second subparagraph, point (2)
Article 2, second subparagraph, point (c)
Article 2, second subparagraph, point (3)
Article 2, second subparagraph, point (d)
—
Article 2, second subparagraph, points (e), (f), (g), (h), (i), (j), (k), (l), (m), (n), (o), (p), (q), (r), (s), (t), (u), (v) and (w)
Article 2, second subparagraph, points (24), (4), (19), (32), (33), (12), (5), (6), (45), (46), (47), (23), (39), (41), (42), (43), (36), (44) and (37)
—
Article 2, second subparagraph, points (7), (8), (9), (10), (11), (13), (14), (15), (16), (17), (18), (20), (21), (22), (25), (26), (27), (28), (29), (30), (31), (34), (35), (38) and (40)
Article 3
—
—
Article 3
Article 4
—
—
Article 4
—
Article 5
—
Article 6
Article 5(1)
Article 7(1)
Article 5(2)
—
Article 5(3)
Article 7(2)
Article 5(4), first, second, third and fourth subparagraphs
Article 7(3), first, second, third and fourth subparagraphs
—
Article 7(3), fifth and sixth subparagraphs
—
Article 7(4)
Article 5(5),
Article 27(1), first subparagraph, point (c)
Article 5(6) and (7)
Article 7(5) and (6)
Article 6(1)
Article 8(1)
—
Article 8(2) and (3)
Article 6(2) and (3)
Article 8(4) and (5)
Article 7(1), (2), (3), (4) and (5)
Article 9(1), (2), (3), (4) and (5)
—
Article 9(6)
Article 8
Article 10
Article 9(1)
Article 11(1)
Article 9(2), first subparagraph, points (a), (b) and (c)
Article 11(2), first subparagraph, points (a), (b) and (c)
—
Article 11(2), first subparagraph, point (d)
Article 10
Article 12
Article 11(1), (2) and (3)
Article 13(1), (2) and (3)
—
Article 13(4)
Article 12
Article 14
Article 13(1), first subparagraph
Article 15(1), first subparagraph
Article 13(1), second subparagraph
Article 15(1), second subparagraph
Article 13(1), second subparagraph, points (a) and (b)
—
Article 13(1), second subparagraph, points (c), (d), (e) and (f)
Article 15(1), second subparagraph, points (a), (b), (c) and (d)
Article 13(2), (3), (4) and (5)
Article 15(2), (3), (4) and (5)
Article 13(6), first subparagraph
Article 15(6), first subparagraph
Article 13(6), second, third, fourth and fifth subparagraphs
—
—
Article 15, (7) and (8)
—
Article 16
—
Article 17
Article 14
Article 18
Article 15(1)
Article 19(1)
Article 15(2), first, second and third subparagraphs
Article 19(2) first, second and third subparagraphs
—
Article 19(2), fourth and fifth subparagraphs
Article 15(2), fourth subparagraph
Article 19(2), sixth subparagraph
Article 15(3)
—
—
Article 19(3) and (4)
Article 15(4) and (5)
Article 19(5) and (6)
Article 15(6), first subparagraph, point (a)
Article 19(7), first subparagraph, point (a)
Article 15(6), first subparagraph, point (b)(i)
Article 19(7), first subparagraph, point (b)(i)
—
Article 19(7), first subparagraph, point (b)(ii)
Article 15(6), first subparagraph, point (b)(ii)
Article 19(7), first subparagraph, point (b)(iii)
Article 15(6), first subparagraph, points (c), (d), (e) and (f)
Article 19(7), first subparagraph, points (c), (d), (e) and (f)
—
Article 19(7), second subparagraph
Article 15(7)
Article 19(8)
Article 15(8)
—
Article 15(9) and (10)
Article 19(9) and (10)
—
Article 19(11)
Article 15(11)
Article 19(12)
Article 15(12)
—
—
Article 19(13)
Article 16(1), (2), (3), (4), (5), (6), (7) and (8)
—
Article 16(9), (10) and (11)
Article 20(1), (2) and (3)
—
Article 21
—
Article 22
—
Article 23
—
Article 24
—
Article 25
—
Article 26
—
Article 27
—
Article 28
Article 17(1), first and second subparagraphs
Article 29(1), first and second subparagraphs
—
Article 29(1), third, fourth and fifth subparagraphs
—
Article 29(2)
Article 17(2), first and second subparagraphs
—
Article 17(2), third subparagraph
Article 29(10), third subparagraph
Article 17(3), first subparagraph, point (a)
Article 29(3), first subparagraph, point (a)
—
Article 29(3), first subparagraph, point (b)
Article 17(3), first subparagraph, points (b) and (c)
Article 29(3), first subparagraph, points (c) and (d)
—
Article 29(3), second subparagraph
Article 17(4)
Article 29(4)
Article 17(5)
Article 29(5)
Article 17(6) and (7)
—
—
Article 29(6), (7), (8), (9), (10) and (11)
Article 17(8)
Article 29(12)
Article 17(9)
—
—
Article 29(13) and (14)
Article 18(1), first subparagraph
Article 30(1), first subparagraph
Article 18(1), first subparagraph, points (a), (b) and (c)
Article 30(1), first subparagraph, points (a), (c) and (d)
—
Article 30(1), first subparagraph, point (b)
—
Article 30(1), second subparagraph
Article 18(2)
—
—
Article 30(2)
Article 18(3), first subparagraph
Article 30(3), first subparagraph
Article 18(3), second and third subparagraphs
—
Article 18(3), fourth and fifth subparagraphs
Article 30(3), second and third subparagraphs
Article 18(4), first subparagraph
—
Article 18(4), second and third subparagraphs
Article 30(4), first and second subparagraphs
Article 18(4), fourth subparagraph
—
Article 18(5), first and second subparagraphs
Article 30(7), first and second subparagraphs
Article 18(5), third subparagraph
Article 30(8), first and second subparagraphs
Article 18(5), fourth subparagraph
Article 30(5), third subparagraph
—
Article 30(6), first subparagraph
Article 18(5), fifth subparagraph
Article 30(6), second subparagraph
Article 18(6), first and second subparagraphs
Article 30(5), first and second subparagraphs
Article 18(6), third subparagraph
—
Article 18(6), fourth subparagraph
Article 30(6), third subparagraph
—
Article 30(6), fourth subparagraph
Article 18(6), fifth subparagraph
Article 30(6), fifth subparagraph
Article 18(7)
Article 30(9), first subparagraph
—
Article 30(9), second subparagraph
Article 18(8) and (9)
—
—
Article 30(10)
Article 19(1), first subparagraph
Article 31(1), first subparagraph
Article 19(1), first subparagraph, points (a), (b) and (c)
Article 31(1), first subparagraph, points (a), (b) and (c)
—
Article 31(1), first subparagraph, point (d)
Article 19(2), (3) and (4)
Article 31(2), (3) and (4)
Article 19(5)
—
Article 19(7), first subparagraph
Article 31(5), first subparagraph
Article 19(7), first subparagraph, first, second third and fourth indents
—
Article 19(7), second and third subparagraphs
Article 31(5), second and third subparagraphs
Article 19(8)
Article 31(6)
Article 20
Article 32
Article 22
—
Article 23(1) and (2)
Article 33(1) and (2)
Article 23(3), (4), (5), (6), (7) and (8)
—
Article 23(9)
Article 33(3)
Article 23(10)
Article 33(4)
Article 24
—
Article 25(1)
Article 34(1)
Article 25(2)
Article 34(2)
Article 25(3)
Article 34(3)
Article 25a(1)
Article 35(1)
Article 25a(2)
Article 35(2) and (3)
Article 25a(3)
Article 35(4)
—
Article 35(5)
Article 25a(4) and (5)
Article 35(6) and (7)
Article 26
—
Article 27
Article 36
—
Article 37
Article 28
Article 38
Article 29
Article 39
Annex I
Annex I
Annex II
Annex II
Annex III
Annex III
Annex IV
Annex IV
Annex V
Annex V
Annex VI
—
—
Annex VI
Annex VII
Annex VII
Annex VIII
Annex VIII
Annex IX
Annex IX
—
Annex X
—
Annex XI

Summary:
Renewable energy
SUMMARY OF:
Directive (EU) 2018/2001 on the promotion of the use of energy from renewable sources
WHAT IS THE AIM OF THE DIRECTIVE?
It establishes a common system to promote 
energy from renewable sources
1
 across the different sectors. In particular, it: 
sets a binding 
European Union
 (EU) target for its share in the energy mix in 2030;
regulates self-consumption for the first time; and
establishes a common set of rules for the use of renewables in electricity, heating and cooling, and transport in the EU.
It aims to increase the use of energy from renewable sources to combat 
climate change
, protect the environment and reduce EU energy dependency, and to contribute to the EU’s technological and industrial leadership and the creation of jobs and growth, including in rural and isolated areas.
KEY POINTS
Renewable energy
Promoting renewable forms of energy is one of the goals of EU energy policy.
The increased use of energy from renewable sources is an important part of the package of measures needed to reduce greenhouse gas emissions and to comply with the 
2015 Paris Agreement
 and the 
EU policy framework for climate and energy (2020 to 2030)
.
The 
clean energy for all Europeans package
 sets out comprehensive EU rules on renewable energy, energy efficiency and governance.
2023 amendments
The EU has updated its energy rules as part of the 
European Green Deal
 and its ‘
fit for 55
’ package, which aim to ensure that those rules are aligned with its 2050 climate neutrality objective and with its objective of reducing net greenhouse gas emissions by at least 55% by 2030 compared to 1990 levels.
These rules have also been amended to implement the 
REPowerEU plan
, which aims to reduce EU dependence on Russian oil and gas.
The directive has been amended by Directive (EU) 2023/2413.
The directive includes:
rules for cost-effective and market-based financial support for electricity from renewable sources;
protection of support schemes from modifications that put existing projects at risk;
cooperation mechanisms between EU 
Member States
, and between Member States and non-EU countries;
rules helping electric vehicles and batteries provide flexibility to our energy system by feeding renewable electricity into the grid when needed;
rules allowing consumers to produce their own electricity, individually or as part of renewable energy communities, without undue restrictions;
accelerated permit procedures for renewable energy projects;
strengthened requirements for supporting and using biomass for energy, to reduce the risk of unsustainable bioenergy production.
Targets
A binding overall target
 of 42.5% by 2030 for the share of renewables in the EU’s overall energy consumption, with an additional 2.5% indicative top-up for achieving a target of 45%.
For the 
transport sector
, Member States can choose between: 
a binding target of a 14.5% reduction in greenhouse gas intensity in transport from the use of renewables by 2030; or
a binding share of at least 29% of renewables within the final consumption of energy in the transport sector by 2030.
For the 
industrial sector:
an indicative annual average increase in the use of renewable energy of 1.6%;
42% of the hydrogen used in industry to come from renewable fuels of non-biological origin by 2030 and 60% by 2035.
For the 
building sector and the heating and cooling sector:
an indicative target of at least a 49% renewable energy share in buildings in 2030;
a gradual increase in renewable targets for heating and cooling of 0.8% per year at the national level until 2026 and 1.1% from 2026 to 2030.
Delegated acts and implementing acts
Several delegated and implementing acts have been adopted by the 
European Commission
.
Among these, Delegated Regulation (EU) 
2021/2003
 establishes the EU’s 
renewables development platform
, which aims to support Member States interested in renewable energy cooperation mechanisms and, in particular, statistical transfers.
FROM WHEN DO THE RULES APPLY?
Directive (EU) 2018/2001 had to be 
transposed
 into national law by 
30 June 2021
.
Most of the rules introduced by amending Directive (EU) 2023/2413 have to be transposed by 
21 May 2025
, although most of those regarding the permit-granting procedures have to be transposed by 
1 July 2024
.
BACKGROUND
For further information, see:
Renewable energy
 (European Commission).
KEY TERMS
Energy from renewable sources.
 Energy from renewable non-fossil sources, such as wind, solar (thermal and photovoltaic), aerothermal, geothermal, hydrothermal, ambient heat, tide, wave and other ocean energy, hydropower, biomass, landfill gas, sewage treatment plant gas and biogases.
MAIN DOCUMENTS
Directive (EU) 
2018/2001
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the promotion of the use of energy from renewable sources (recast) (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 82–209
).
Successive amendments to Directive (EU) 2018/2001 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
Directive (EU) 
2023/2413
 of the European Parliament and of the Council of 
18 October 2023
 amending Directive (EU) 2018/2001, Regulation (EU) 2018/1999 and Directive 98/70/EC as regards the promotion of energy from renewable sources, and repealing Council Directive (EU) 2015/652 (OJ L, 2023/2413, 
31.10.2023
).
RELATED DOCUMENTS
Commission Delegated Regulation (EU) 
2023/1184
 of 
10 February 2023
 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing a Union methodology setting out detailed rules for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin (OJ L 157, 
20.6.2023
, 
pp. 11–19
).
Commission Delegated Regulation (EU) 
2023/1185
 of 
10 February 2023
 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing a minimum threshold for greenhouse gas emissions savings of recycled carbon fuels and by specifying a methodology for assessing greenhouse gas emissions savings from renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin and from recycled carbon fuels (OJ L 157, 
20.6.2023
, 
pp. 20–33
).
Commission Delegated Regulation (EU) 
2023/1640
 of 
5 June 2023
 on the methodology to determine the share of biofuel and biogas for transport, produced from biomass being processed with fossil fuels in a common process (OJ L 205, 
18.8.2023
, 
pp. 1–6
).
Directive (EU) 
2023/1791
 of the European Parliament and of the Council of 
13 September 2023
 on energy efficiency and amending Regulation (EU) 2023/955 (recast) (OJ L 231, 
20.9.2023
, 
pp. 1–111
).
Commission Delegated Regulation (EU) 
2022/759
 of 
14 December 2021
 amending Annex VII to Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council as regards a methodology for calculating the amount of renewable energy used for cooling and district cooling (OJ L 139, 
18.5.2022
, 
pp. 1–12
).
Commission Delegated Regulation (EU) 
2021/2003
 of 
6 August 2021
 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing the Union renewable development platform (OJ L 407, 
17.11.2021
, 
pp. 4–8
).
Commission Delegated Regulation (EU) 
2019/807
 of 
13 March 2019
 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council as regards the determination of high indirect land-use change-risk feedstock for which a significant expansion of the production area into land with high carbon stock is observed and the certification of low indirect land-use change-risk biofuels, bioliquids and biomass fuels (OJ L 133, 
21.5.2019
, 
pp. 1–7
).
Regulation (EU) 
2018/1999
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) 
No 663/2009
 and (EC) 
No 715/2009
 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) 
No 525/2013
 of the European Parliament and of the Council (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 1–77
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2018/2002
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 amending Directive 2012/27/EU on energy efficiency (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 210–230
).
Directive 
2012/27/EU
 of the European Parliament and of the Council of 
25 October 2012
 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC (OJ L 315, 
14.11.2012
, 
pp. 1–56
).
See 
consolidated version
.
Directive 
98/70/EC
 of the European Parliament and of the Council of 
13 October 1998
 relating to the quality of petrol and diesel fuels and amending Council Directive 93/12/EEC (OJ L 350, 
28.12.1998
, 
pp. 58–68
).
See 
consolidated version
.
last update 
16.1.2024

--- DANISH ---

Document:
21.12.2018
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 328/82
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS DIREKTIV (EU) 2018/2001
af 11. december 2018
om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder
(omarbejdning)
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 194, stk. 2,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF 
(
4
)
 er blevet ændret væsentligt flere gange 
(
5
)
. Da der skal foretages yderligere ændringer, bør direktivet af klarhedshensyn omarbejdes.
(2)
I overensstemmelse med artikel 194, stk. 1, i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF) er et af Unionens energipolitiske mål at fremme vedvarende energikilder. Dette mål forfølges i dette direktiv. Den øgede anvendelse af energi fra vedvarende energikilder eller »vedvarende energi« (VE) udgør et vigtigt element i den pakke af foranstaltninger, som er nødvendig for at reducere drivhusgasemissionerne og efterkomme Unionens forpligtelse under Parisaftalen om klimaændringer fra 2015 efter den 21. partskonference under De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer (»Parisaftalen«) og under Unionens 2030-ramme for klima- og energipolitikkerne, herunder det bindende EU-mål om at nedskære emissioner med mindst 40 % set i forhold til 1990-niveauet frem til 2030. Det bindende EU-mål for vedvarende energi for 2030 og medlemsstaternes bidrag til dette mål, herunder deres referenceandele i forhold til deres nationale overordnede mål for 2020, er blandt de elementer, der har en central betydning for Unionens energi- og miljøpolitik. Andre sådanne elementer er indeholdt i den ramme, der er fastsat ved dette direktiv, eksempelvis for udviklingen af vedvarende opvarmning og køling og udviklingen af vedvarende transportbrændstoffer.
(3)
Den øgede anvendelse af energi fra vedvarende energikilder spiller også en grundlæggende rolle med hensyn til at fremme energiforsyningssikkerheden, bæredygtig energi til overkommelige priser, den teknologiske udvikling og innovation såvel som en teknologisk og industriel førerposition samtidig med, at den skaber miljømæssige, sociale og sundhedsmæssige fordele og betydelige beskæftigelsesmuligheder og regional udvikling, navnlig i landdistrikterne og isolerede områder, i regioner eller områder med lav befolkningstæthed eller hvor der sker delvis afindustrialisering.
(4)
Navnlig reduktion af energiforbruget, flere teknologiske forbedringer, incitamenter til anvendelse og udbygning af den offentlige transport samt anvendelse af energieffektiv teknologi og fremme af anvendelse af vedvarende energi i elsektoren, varme- og kølesektoren samt transportsektoren er effektive midler, i lighed med energieffektivitetsforanstaltninger, til at reducere drivhusgasemissioner i Unionen og Unionens energiafhængighed.
(5)
Ved direktiv 2009/28/EF er der fastsat et regelsæt for fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder, hvori der fastsættes bindende nationale mål for den vedvarende energis andel af energiforbruget og i transportsektoren, som skal opfyldes senest i 2020. Kommissionens meddelelse af 22. januar 2014 med titlen »Politikramme for klima- og energipolitikken i perioden 2020-2030« fastlagde en ramme for Unionens fremtidige energi- og klimapolitikker og fremmede en fælles forståelse af, hvordan disse politikker kan videreudvikles efter 2020. Kommissionen foreslog, at Unionens 2030-mål for andelen af vedvarende energi, der forbruges i Unionen, skal være mindst 27 %.Det Europæiske Råd tilsluttede sig dette forslag i sine konklusioner af 23. og 24. oktober 2014, idet det gav udtryk for, at medlemsstaterne bør kunne fastsætte deres egne mere ambitiøse nationale mål med henblik på at indfri deres planlagte bidrag til Unionens 2030-mål og overgå dem.
(6)
I sine beslutninger af 5. februar 2014 med titlen »En ramme for klima- og energipolitikkerne frem til 2030« og af 23. juni 2016 med titlen »Statusrapporten om vedvarende energi« gik Europa-Parlamentet videre end Kommissionens forslag og Det Europæiske Råds konklusioner og understregede, at det i lyset af Parisaftalen og de seneste nedbringelser af omkostningerne til VE-teknologi var ønskeligt at være betydelig mere ambitiøs.
(7)
Ambitionen i Parisaftalen såvel som den teknologiske udvikling, herunder nedbringelse af omkostningerne til investeringer i vedvarende energi, bør derfor tages i betragtning.
(8)
Der bør derfor fastsættes et bindende EU-mål om, at vedvarende energi skal udgøre mindst 32 %. Kommissionen bør endvidere vurdere, om dette mål skal opjusteres i lyset af betydelige reduktioner af omkostningerne til produktionen af vedvarende energi, Unionens internationale forpligtelser vedrørende dekarbonisering eller i tilfælde af et markant fald i energiforbruget i Unionen. Medlemsstaterne bør fastlægge deres bidrag til opfyldelsen af dette mål som led i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner i forbindelse med den forvaltningsproces, der er fastlagt i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 
(
6
)
.
(9)
Fastsættelsen af et bindende EU-mål for vedvarende energi for 2030 vil fortsat tilskynde til udvikling af teknologier, der producerer vedvarende energi, og give investorer vished. Et mål fastsat på EU-plan vil give medlemsstaterne større råderum til at opfylde deres mål for reduktion af drivhusgasemissioner på den mest omkostningseffektive måde i forhold til deres særlige forhold, energimiks og kapacitet til at producere vedvarende energi.
(10)
For at sikre konsolideringen af de resultater, der er opnået i henhold til direktiv 2009/28/EF, bør de nationale mål, der er fastsat for 2020, være medlemsstaternes mindstebidrag til den nye ramme for 2030. De nationale andele af vedvarende energibør under ingen omstændigheder falde til under disse bidrag. Hvis de gør dette, bør de pågældende medlemsstater træffe passende foranstaltninger som fastsat i forordning (EU) 2018/1999 til at sørge for, at denne referenceandel atter nås. Hvis en medlemsstat ikke opretholder sin referenceandel som målt over en tolvmåneders periode, bør den inden for 12 måneder efter udløbet af denne periode træffe yderligere foranstaltninger for atter at nå denne referenceandel. Hvis en medlemsstat reelt har truffet sådanne yderligere foranstaltninger og har opfyldt sin forpligtelse til atter at nå referenceandelen, bør den anses for at have opfyldt de obligatoriske krav til referenceandel i henhold til dette direktiv og til forordning (EU) 2018/1999 for hele den pågældende periode. Den pågældende medlemsstat kan ikke derfor anses for at have tilsidesat sin forpligtelse til at opretholde sin referenceandel for den periode, hvor efterslæbet opstod. Både 2020- og 2030-rammen tjener Unionens miljømæssige og energipolitiske mål.
(11)
Medlemsstaterne bør træffe yderligere foranstaltninger, hvis den vedvarende energis andel på EU-plan ikke lever op til EU-udviklingsforløbet mod målet om, at vedvarende energi skal udgøre mindst 32 %. I henhold til forordning (EU) 2018/1999 kan Kommissionen træffe foranstaltninger på EU-plan for at sikre, at målet opfyldes, hvis Kommissionen i forbindelse med vurderingen af de integrerede nationale energi- og klimaplaner konstaterer et efterslæb i forhold til ambitionen. Konstaterer Kommissionen i forbindelse med vurderingen af de integrerede nationale energi- og klimapolitiske statusrapporter et efterslæb i forhold til gennemførelsen, bør medlemsstaterne anvende de foranstaltninger, der er fastsat i forordning (EU) 2018/1999 for at indhente dette efterslæb.
(12)
For at støtte medlemsstaters ambitiøse bidrag til EU-målet bør der fastsættes en finansiel ramme med henblik på at fremme investeringer i VE-projekter i disse medlemsstater, herunder ved brug af finansielle instrumenter.
(13)
Kommissionen bør målrette tildelingen af midlerne mod at reducere kapitalomkostningerne for VE-projekter, eftersom sådanne omkostninger har en væsentlig indvirkning på omkostningerne ved VE-projekter og deres konkurrenceevne, såvel som mod udviklingen af grundlæggende infrastruktur for en øget teknisk gennemførlig og økonomisk overkommelig udbredelse af vedvarende energi såsom transmissions- og distributionsnetinfrastruktur, intelligente net og sammenkoblinger.
(14)
Kommissionen bør lette udvekslingen af bedste praksis mellem de kompetente nationale eller regionale myndigheder eller organer, f.eks. via regelmæssige møder for at finde en fælles tilgang til at fremme udbredelsen af omkostningseffektive VE-projekter. Kommissionen bør også fremme investeringer i nye, fleksible og rene teknologier og fastlægge en passende strategi til at forvalte udfasningen af teknologier, som ikke bidrager til at reducere emissionsniveauet eller ikke frembyder tilstrækkelig fleksibilitet, baseret på gennemsigtige kriterier og pålidelige markedsprissignaler.
(15)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 
(
7
)
, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/77/EF 
(
8
)
, 2003/30/EF 
(
9
)
 og 2009/28/EF fastlagde definitioner på forskellige former for energi fra vedvarende energikilder. EU-retten om det indre energimarked fastlægger definitioner for elsektoren generelt. For at sikre klarhed og retssikkerhed er det hensigtsmæssigt at anvende disse definitioner i dette direktiv.
(16)
Støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder eller »vedvarende elektricitet« er blevet påvist at være en effektiv metode til at fremme udbredelsen af vedvarende elektricitet. Hvis og når medlemsstaterne beslutter at gennemføre støtteordninger, bør en sådan støtte gives i en form, der forvrider konkurrencen for velfungerende elmarkeder mindst muligt. Til dette formål tildeler et stigende antal medlemsstater støtte på en måde, hvor støtten tildeles som et tillæg til markedsindtægter, og de indfører markedsbaserede systemer for at fastslå det nødvendige omfang af støtte. Sammen med foranstaltninger til at gøre markedet egnet til stigende andele af vedvarende energi er sådan støtte et vigtigt element med henblik på at øge markedsintegrationen af vedvarende elektricitet, samtidig med at der tages hensyn til små og store producenters forskellige evner til at reagere på markedssignaler.
(17)
Mindre anlæg kan bidrage væsentligt til at øge offentlighedens accept og sikre udbredelsen af VE-projekter, navnlig på lokalt plan. For at sikre deltagelsen af sådanne mindre anlæg kan specifikke betingelser, herunder afregningstariffer, derfor stadig være nødvendige for at sikre et positivt cost-benefit-forhold i overensstemmelse med EU-retten vedrørende elektricitetsmarkedet. Definitionen af mindre anlæg med henblik på at opnå sådan støtte er vigtig for at give investorerne retssikkerhed. Statsstøttereglerne indeholder definitioner af mindre anlæg.
(18)
I medfør af artikel 108 i TEUF har Kommissionen enekompetence til at vurdere foreneligheden med det indre marked af de statsstøtteforanstaltninger, som medlemsstaterne måtte indføre med henblik på udnyttelse af energi fra vedvarende energikilder. Denne vurdering foretages på grundlag af artikel 107, stk. 3, i TEUF og i overensstemmelse med de relevante bestemmelser og retningslinjer, som Kommissionen måtte vedtage med henblik herpå. Dette direktivs bestemmelser berører ikke den enekompetence, som Kommissionen er tildelt ved TEUF.
(19)
Elektricitet fra vedvarende energikilder bør udbredes til de lavest mulige omkostninger for forbrugerne og skatteyderne. Ved udformningen af støtteordninger og tildelingen af støtte bør medlemsstaterne forsøge at minimere de samlede systemomkostninger ved udbredelsen på dekarboniseringsstien mod målet om en lavemissionsøkonomi senest i 2050. Markedsbaserede mekanismer såsom udbudsprocedurer er blevet påvist effektivt at reducere støtteomkostningerne på konkurrencebaserede markeder i mange tilfælde. I særlige tilfælde fører udbudsprocedurer dog ikke nødvendigvis til effektiv prisfastsættelse. Det kan derfor være nødvendigt at overveje afbalancerede undtagelser for at sikre omkostningseffektivitet og minimere de samlede støtteomkostninger. Navnlig bør medlemsstaterne have mulighed for at indrømme undtagelser fra udbudsprocedurer og direkte markedsføring for mindre anlæg og demonstrationsprojekter med henblik på at tage hensyn til deres mere begrænsede kapacitet. Eftersom Kommissionen vurderer, om støtte til vedvarende energi er forenelig med det indre marked fra sag til sag, bør disse undtagelser overholde de relevante tærskler, der er fastsat i Kommissionens seneste retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi. I retningslinjerne for 2014-2020 er disse tærskler fastsat til 1 MW (og 6 MW eller 6 produktionsenheder for vindenergi) og 500 kW (og 3 MW eller 3 produktionsenheder for vindenergi) for så vidt angår undtagelser fra henholdsvis udbudsprocedurer og direkte markedsføring. For at udbudsprocedurer mere effektivt minimerer de samlede støtteomkostninger, bør udbudsprocedurer i princippet være åbne for alle producenter af elektricitet fra vedvarende energikilder på et ikkediskriminerende grundlag. Når medlemsstaterne udvikler deres støtteordninger, kan de begrænse udbudsprocedurer til bestemte teknologier, når dette er nødvendigt for at undgå suboptimale resultater med hensyn til netbegrænsninger og netstabilitet, systemintegrationsomkostninger, behovet for at opnå diversificering af energimikset og teknologiernes potentiale på lang sigt.
(20)
I sine konklusioner af 23. og 24. oktober 2014 om 2030-rammen for klima- og energipolitikken understregede Det Europæiske Råd betydningen af et mere sammenkoblet indre energimarked og behovet for tilstrækkelig støtte til integration af stadig større mængder af forskellige former for vedvarende energi og dermed gøre det muligt for Unionen at leve op til sine ambitioner om at være førende inden for energiomstillingen. Det er derfor vigtigt og hastende at øge sammenkoblingsniveauet og gøre fremskridt hen imod Det Europæiske Råds vedtagne målsætninger med henblik på at udnytte energiunionens fulde potentiale.
(21)
Når medlemsstaterne udvikler støtteordninger for vedvarende energikilder, bør de tage højde for den tilgængelige bæredygtige forsyning af biomasse og tage behørigt hensyn til principperne for den cirkulære økonomi og for det affaldshierarki, der er fastsat i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2008/98/EF 
(
10
)
, for at undgå unødige forvridninger af råvaremarkederne. Affaldsforebyggelse og genanvendelse af affald bør have højeste prioritet. Medlemsstaterne bør undgå at indføre støtteordninger, der ville være i strid med målene for affaldsbehandling og ville føre til ineffektiv anvendelse af genanvendeligt affald.
(22)
Medlemsstaterne har forskelligt potentiale for vedvarende energi og forskellige støtteordninger i nationalt regi. Størstedelen af medlemsstaterne anvender støtteordninger, der udelukkende giver tilskud til energi fra vedvarende energikilder, som produceres på deres eget område. For at nationale støtteordninger kan fungere, som de skal, er det af afgørende betydning, at medlemsstaterne fortsat kan styre virkningerne af og omkostningerne ved deres nationale støtteordninger alt efter deres forskellige potentiale. Et vigtigt middel til at nå målet med dette direktiv er at sikre, at de nationale støtteordninger i henhold til direktiv 2001/77/EF og 2009/28/EF fungerer som de skal, således at investorernes tillid bevares, og således at medlemsstaterne kan udforme effektive nationale foranstaltninger for deres respektive bidrag til Unionens 2030-mål for vedvarende energi og for de nationale mål, som de har opstillet for sig selv. Nærværende direktiv bør lette den grænseoverskridende støtte til vedvarende energi, uden at de nationale støtteordninger berøres på en uforholdsmæssig måde.
(23)
Åbningen af muligheden for støtteordninger for deltagelse på tværs af landegrænser begrænser negative påvirkninger af det indre energimarked og kan under visse omstændigheder bistå medlemsstaterne med at opfylde EU-målet mere omkostningseffektivt. Deltagelse på tværs af landegrænser er også en naturlig følge af udviklingen af EU-politikken for vedvarende energi, der fremmer konvergens og samarbejde med henblik på at bidrage til det bindende EU-mål. Det er derfor hensigtsmæssigt at opfordre medlemsstaterne til at åbne for adgang til støtte til projekter i andre medlemsstater og fastlægge en række måder, hvorpå denne gradvise åbning kan gennemføres under overholdelse af TEUF, navnlig dennes artikel 30, 34 og 110. Eftersom elektricitetsstrømme ikke kan spores, er det hensigtsmæssigt at knytte muligheden for støtteordninger for deltagelse på tværs af landegrænser til andele, der repræsenterer en stræben mod at opnå faktiske fysiske sammenkoblingsniveauer, og at give medlemsstaterne mulighed for at begrænse deres åbne støtteordninger til de medlemsstater, som de har en direkte nettilslutning med, hvilket udgør en praktisk indikator til påvisning af, at der findes fysiske strømme mellem medlemsstaterne. Dette bør dog på ingen måde påvirke elmarkedernes funktion på tværs af områder eller grænser.
(24)
For at sikre, at åbningen af støtteordninger er gensidig og giver gensidige fordele, bør der undertegnes samarbejdsaftaler mellem de deltagende medlemsstater. Medlemsstaterne bør bevare kontrollen over, hvor hurtigt den vedvarende elkapacitet udbredes på deres område, navnlig for at tage hensyn til forbundne integrationsomkostninger og nødvendige investeringer i nettet. Medlemsstaterne bør derfor have mulighed for at begrænse deltagelsen i anlæg, der er placeret på deres område, til udbud, som andre medlemsstater har åbnet for dem. Disse samarbejdsaftaler bør tage højde for alle relevante aspekter, såsom hvordan omkostningerne dækkes for et projekt, som en stat bygger på en anden stats territorium, herunder udgifter til styrkelse af net, energioverførsel, lagrings- og backupkapacitet såvel som eventuel overbelastning af nettet. I disse aftaler bør medlemsstaterne også tage alle foranstaltninger i betragtning, der kan give mulighed for omkostningseffektiv integration af en sådan yderligere vedvarende elkapacitet, hvad enten de er af lovgivningsmæssig karakter (f.eks. vedrørende markedsudformning) eller sikrer yderligere investeringer i forskellige kilder til fleksibilitet (f.eks. sammenkoblinger, lagring, efterspørgselsreaktion eller fleksibel produktion).
(25)
Medlemsstaterne bør undgå forvridende situationer, der medfører omfattende import af ressourcer fra tredjelande. En livscyklustilgang bør overvejes og fremmes i den sammenhæng.
(26)
Medlemsstaterne bør sikre, at VE-fællesskaber kan deltage i tilgængelige støtteordninger på lige vilkår med store deltagere. Med henblik herpå bør medlemsstaterne have mulighed for at træffe foranstaltninger, såsom give oplysninger, yde teknisk og finansiel støtte, reducere administrative krav, medtage budkriterier, som fokuserer på fællesskaber, skabe skræddersyede budperioder for VE-fællesskaber eller gøre det muligt for VE-fællesskaber at blive betalt gennem direkte støtte, når de opfylder kravene for mindre anlæg.
(27)
Der bør ved planlægningen af den infrastruktur, der er nødvendig til produktion af elektricitet fra vedvarende energikilder, tages hensyn til politikker vedrørende deltagelsen af dem, der berøres af projekterne, navnlig lokalbefolkningen.
(28)
Forbrugerne bør gives omfattende oplysninger, herunder oplysninger om varme- og kølesystemers energimæssige ydeevne og om elektriske køretøjers lavere driftsomkostninger, så de kan træffe individuelle forbrugervalg med hensyn til vedvarende energi og undgå teknologisk fastlåsning.
(29)
Uden at det berører artikel 107 og 108 i TEUF, bør politikker til støtte af vedvarende energi være forudsigelige og stabile og undgå hyppige ændringer eller ændringer med tilbagevirkende kraft. Manglende forudsigelighed og stabilitet af politikker har en direkte indvirkning på kapitalfinansieringsomkostningerne, udgifter til projektudvikling og derfor på de samlede omkostninger ved at udbrede vedvarende energi i Unionen. Medlemsstaterne bør undgå, at en revision af en eventuel støtte til projekter for vedvarende energi påvirker projekternes økonomiske levedygtighed negativt. Medlemsstaterne bør i den sammenhæng fremme omkostningseffektive støttepolitikker og sikre deres finansielle holdbarhed. Endvidere bør en langsigtet vejledende plan, som dækker de vigtigste aspekter af den forventede støtte, offentliggøres, uden at det berører medlemsstaternes mulighed for at træffe afgørelse om budgetbevillinger i de år, planen vedrører.
(30)
Medlemsstaternes forpligtelser til at udarbejde VE-handlingsplaner og statusrapporter og Kommissionens forpligtelse til at aflægge rapport om medlemsstaternes fremskridt er afgørende for at øge gennemsigtigheden, skabe klarhed for investorer og forbrugere og muliggøre en effektiv overvågning. Ved forordning (EU) 2018/1999 integreres disse forpligtelser i forvaltningssystemet for energiunionen, hvori planlægnings- og rapporterings- og overvågningsforpligtelser på energi- og klimaområdet strømlines. Gennemsigtighedsplatformen for vedvarende energi er ligeledes integreret i den bredere e-platform, der er fastsat ved nævnte forordning.
(31)
Det er nødvendigt at fastlægge gennemsigtige og utvetydige regler for beregningen af andelen af energi fra vedvarende energikilder og for definitionen af disse energikilder.
(32)
Ved beregningen af vandkrafts og vindkrafts bidrag med henblik på dette direktiv bør følgerne af klimavariationer udjævnes ved hjælp af en normaliseringsregel. Elektricitet produceret i pumpekraftværker med vand, der tidligere har været pumpet op til et højere niveau, bør endvidere ikke betragtes som vedvarende elektricitet.
(33)
For at fungere kræver varmepumper, som gør det muligt at bruge omgivelses- og geotermisk energi på et nyttigt temperaturniveau, eller systemer til køling elektricitet eller anden hjælpeenergi. Energi, som anvendes til at drive disse systemer, bør derfor fratrækkes den samlede brugbare energi eller den energi, der fjernes fra området. Kun varme- og kølesystemer, hvis produktion eller energi fjernet fra et område klart overstiger den primærenergi, der er nødvendig for at drive dem, bør tages i betragtning. Kølingssystemer bidrager til anvendelsen af energi i medlemsstaterne, og beregningsmetoderne bør derfor tage hensyn til den andel, som vedvarende energi udgør af den energi, der anvendes i sådanne systemer i alle slutbrugersektorer.
(34)
I passive energisystemer anvendes bygningskonstruktionen til at udnytte energi. Dette betragtes som sparet energi. For at undgå dobbelttælling bør energi, der udnyttes på denne måde, ikke tages i betragtning med henblik på dette direktiv.
(35)
Nogle medlemsstater har en stor andel af luftfart i deres endelige bruttoenergiforbrug. I betragtning af de nuværende teknologiske og lovgivningsmæssige begrænsninger, der forhindrer kommerciel brug af biobrændstoffer inden for luftfart, er det derfor hensigtsmæssigt at indrømme disse medlemsstater en delvis undtagelse ved ikke i beregningen af deres endelige bruttoenergiforbrug inden for national lufttransport at medtage den mængde, med hvilken de overstiger 150 % af EU-gennemsnittet for det endelige bruttoenergiforbrug inden for luftfart i 2005 som vurderet af Eurostat, nemlig 6,18 %. På grund af deres perifere og insulære karakter er Cypern og Malta i særlig grad afhængige af luftfart som en transportform, der er af afgørende betydning for deres borgere og deres økonomi. Som følge heraf har de en uforholdsmæssig stor andel af luftfart i deres endelige bruttoenergiforbrug, nemlig mere end tre gange EU-gennemsnittet i 2005. De er således uforholdsmæssigt berørte af de nuværende teknologiske og lovgivningsmæssige begrænsninger. Det er derfor hensigtsmæssigt at sikre, at de nyder godt af en undtagelse, der dækker den mængde, med hvilken de overstiger EU-gennemsnittet for endeligt bruttoenergiforbrug inden for luftfart i 2005 som vurderet af Eurostat, nemlig 4,12 %.
(36)
Kommissionens meddelelse af 20. juli 2016 med titlen »En europæisk strategi for lavemissionsmobilitet« fremhævede den særlige betydning, som avancerede biobrændstoffer og vedvarende flydende og gasformige brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, får for luftfarten på mellemlang sigt.
(37)
For at sikre, at der i listen over råprodukter til at producere avancerede biobrændstoffer, andre biobrændstoffer og biogas som anført i et bilag til nærværende direktiv, tages hensyn til de principper for affaldshierarkiet, der er fastsat i direktiv 2008/98/EF, Unionens bæredygtighedskriterier og behovet for at sikre, at der med dette bilag ikke skabes et øget arealbehov, samtidig med at anvendelsen af affald og restprodukter tilskyndes, bør Kommissionen ved sin regelmæssige evaluering af dette bilag overveje at inddrage yderligere råprodukter, som ikke medfører betydelige forvridende virkninger på markeder for (bi)produkter, affald eller restprodukter.
(38)
For at skabe muligheder for at mindske de omkostninger, der er forbundet med at opfylde det EU-mål, der er fastlagt i dette direktiv, og overlade medlemsstaterne råderum til at opfylde deres forpligtelse til ikke at falde under deres nationale 2020-mål efter 2020, er det hensigtsmæssigt både at gøre det lettere for medlemsstater at forbruge energi, som er produceret fra vedvarende energikilder i andre medlemsstater, og at lade medlemsstater medtage energi fra vedvarende energikilder, som er forbrugt i andre medlemsstater, i opgørelsen over deres egen andel af vedvarende energikilder. Af denne grund bør Kommissionen oprette en EU-platform for udvikling af vedvarende energi (»URDP«), der vil gøre det muligt at handle med andele af vedvarende energi mellem medlemsstaterne som et tillæg til bilaterale samarbejdsaftaler. Hensigten med URDP er at supplere den frivillige åbning af støtteordninger til projekter i andre medlemsstater. Aftalerne mellem medlemsstaterne omfatter statistiske overførsler, fælles projekter mellem medlemsstater eller fælles støtteordninger.
(39)
Medlemsstaterne bør tilskyndes til at samarbejde på enhver måde, der er hensigtsmæssig i forhold til målene i dette direktiv, og til at informere borgerne om fordelene ved at anvende samarbejdsmekanismer. Sådan samarbejde kan finde sted på alle niveauer, bilateralt eller multilateralt. Med undtagelse af de mekanismer, der har indvirkning på beregning og overholdelse af målene vedrørende andelen af energi fra vedvarende energikilder og som udelukkende er fastsat i dette direktiv, nemlig statistisk overførsel mellem medlemsstater, hvad enten denne er oprettet bilateralt eller via URDP, fælles projekter og fælles støtteordninger, kan samarbejde også tage form af f.eks. udveksling af oplysninger og bedste praksis, som fastsat navnlig i den ved forordning (EU) 2018/1999 indførte e-platform, og anden frivillig koordination mellem alle typer støtteordninger.
(40)
Det bør være muligt at medregne importeret elektricitet, som er produceret fra vedvarende energikilder uden for Unionen, i medlemsstaternes andele af vedvarende energi. For at sikre en tilstrækkelig effekt af vedvarende energi, der erstatter ikkevedvarende energi i Unionen såvel som i tredjelande, bør der skabes sikkerhed for, at sådan import kan spores og medregnes på pålidelig vis. Aftaler med tredjelande om tilrettelæggelse af en sådan handel med vedvarende elektricitet vil blive overvejet. Hvis de kontraherende parter i energifællesskabstraktaten 
(
11
)
, i overensstemmelse med en afgørelse truffet under denne traktat med henblik herpå, er bundet af de relevante bestemmelser i dette direktiv, bør foranstaltningerne om samarbejde mellem medlemsstater i dette direktiv finde anvendelse på dem.
(41)
Når medlemsstaterne iværksætter fælles projekter med et eller flere tredjelande vedrørende produktion af vedvarende elektricitet, er det hensigtsmæssigt, at disse fælles projekter kun vedrører nyopførte anlæg eller anlæg, hvis kapacitet for nylig er blevet udvidet. Dette vil medvirke til at sikre, at andelen af energi fra vedvarende energikilder i tredjelandets samlede energiforbrug ikke bliver mindre som følge af Unionens import af energi fra vedvarende energikilder.
(42)
Ud over at fastlægge en EU-ramme for fremme af energi fra vedvarende energikilder bidrager dette direktiv også til den potentielle positive indvirkning, som Unionen og medlemsstaterne kan have med hensyn til at fremme udviklingen af sektoren for vedvarende energi i tredjelande. Unionen og medlemsstaterne bør fremme forskning, udvikling og investeringer i produktion af vedvarende energi i udviklingslande og andre partnerlande under fuld overholdelse af folkeretten og derved styrke deres miljømæssige og økonomiske bæredygtighed og deres kapacitet til at eksportere vedvarende energi.
(43)
Den procedure, der benyttes for godkendelse og certificering af og licensudstedelse til vedvarende energianlæg, bør være objektiv, gennemsigtig, ikkediskriminerende og forholdsmæssig for så vidt angår anvendelsen af reglerne på de enkelte projekter. Det bør navnlig undgås, at der opstår unødvendige byrder som følge af klassificeringen af projekter for vedvarende energi under anlæg, der er forbundet med en høj sundhedsrisiko.
(44)
Af hensyn til hurtig udbredelse af energi fra vedvarende energikilder og i betragtning af disses overordnet set høje bæredygtighed og miljøvenlighed bør medlemsstaterne ved anvendelsen af administrative regler eller forberedelse af strukturer og lovgivning, der er udformet med henblik på udstedelse af licenser til anlæg for så vidt angår begrænsning og kontrol af forurening fra industrianlæg, med henblik på bekæmpelse af luftforurening eller med henblik på forebyggelse eller mindskelse af udledningen af farlige stoffer i miljøet, tage hensyn til bidragene fra energi fra vedvarende energikilder til opfyldelse af miljø- og klimaændringsmålene, navnlig når de sammenlignes med anlæg til ikkevedvarende energi.
(45)
Det bør sikres, at der er sammenhæng mellem målene for dette direktiv og Unionens øvrige miljøret. Medlemsstaterne bør navnlig i forbindelse med vurderings-, planlægnings- eller licensprocedurer for anlæg til vedvarende energi tage hensyn til al EU-miljøret og til bidragene fra energi fra vedvarende energikilder til opfyldelse af miljø- og klimaændringsmålene, navnlig når de sammenlignes med anlæg til ikkevedvarende energi.
(46)
Geotermisk energi er en vigtig lokal vedvarende energikilde, som normalt har væsentligt lavere emissioner end fossile brændstoffer, og visse typer geotermiske anlæg har en næsten emissionsfri produktion. Afhængigt af de geologiske forhold i et område kan produktionen af geotermisk energi dog frigøre drivhusgasser og andre stoffer fra underjordiske væsker og andre underjordiske geologiske formationer, som er skadelige for sundheden og miljøet. Europa-Kommissionen bør derfor kun gøre det lettere at udnytte geotermisk energi, som har lav miljøpåvirkning, og som giver drivhusgasbesparelser i forhold til ikkevedvarende energikilder.
(47)
På nationalt, regionalt og, hvor det er relevant, lokalt plan har regler og forpligtelser om minimumskrav til anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder i nyopførte og renoverede bygninger ført til en betydelig stigning i brugen af energi fra vedvarende energikilder. Disse foranstaltninger bør fremmes i en bredere EU-sammenhæng, samtidig med at mere energieffektive anvendelser af energi fra vedvarende energikilder kombineret med energibesparelses- og energieffektivitetsforanstaltninger udbredes ved hjælp af byggeforskrifter og -reglementer.
(48)
For at lette og fremskynde fastsættelsen af minimumsniveauer for anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder i bygninger bør beregningen af disse minimumsniveauer i nye bygninger og eksisterende bygninger, der skal gennemrenoveres, tilvejebringe et tilstrækkeligt grundlag for vurdering af, om inddragelsen af minimumsniveauer for vedvarende energi er teknisk, funktionelt og økonomisk gennemførlig. Medlemsstaterne bør bl.a. tillade anvendelsen af effektiv fjernvarme og fjernkøling eller, hvor fjernvarme- og fjernkølingssystemer ikke er til rådighed, andre energiinfrastrukturer med henblik på at opfylde disse krav.
(49)
For at sikre, at nationale foranstaltninger med henblik på udvikling af vedvarende opvarmning og køling bygger på en fyldestgørende kortlægning og analyse af det nationale potentiale for vedvarende energi, og at sådanne foranstaltninger sikrer øget integration af vedvarende energi, ved at støtte bl.a. innovative teknologier som varmepumper, jordvarme- og solvarmeteknologier, og overskudsvarme og -kulde, bør medlemsstaterne pålægges at foretage en vurdering af deres potentiale for energi fra vedvarende energikilder og udnyttelsen af overskudsvarme og -kulde i varme- og kølesektoren, navnlig for at fremme energi fra vedvarende energikilder i varme- og køleanlæg og fremme konkurrencedygtig og effektiv fjernvarme og fjernkøling. Af hensyn til sammenhængen med energieffektivitetskrav til opvarmning og køling og for at mindske den administrative byrde bør denne vurdering indgå i den omfattende vurdering, der foretages og meddeles i overensstemmelse med artikel 14 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2012/27/EU 
(
12
)
.
(50)
Det har vist sig, at fraværet af gennemsigtige regler og koordination mellem de forskellige godkendelsesorganer står i vejen for udnyttelsen af energi fra vedvarende energikilder. Vejledning til ansøgere gennem hele deres administrative proces for ansøgning om og tildeling af tilladelse ved hjælp af et administrativt kontaktpunkt har til hensigt at mindske kompleksiteten for initiativtagere til projekter og øge effektivitet og gennemsigtighed, også for VE-egenforbrugere og VE-fællesskaber. Sådan vejledning bør ydes på et passende forvaltningsniveau under hensyntagen til medlemsstaternes særlige forhold. De fælles kontaktpunkter bør vejlede ansøgeren og hjælpe gennem hele den administrative proces, således at ansøgeren ikke er nødt til at kontakte andre administrative organer for at afslutte tilladelsesprocessen, medmindre ansøgeren foretrækker at gøre dette.
(51)
Langtrukne administrative procedurer udgør en betydelig administrativ hindring og er bekostelige. Forenklede administrative tilladelsesprocedurer og klare frister for de afgørelser, der skal træffes af de kompetente myndigheder i forbindelse med udstedelse af tilladelsen til et elproduktionsanlæg på grundlag af en udfyldt ansøgning, bør tilskynde til en mere effektiv håndtering af procedurer, således at administrationsomkostningerne reduceres. En procedurehåndbog bør stilles til rådighed for at fremme forståelsen for procedurer for initiativtagere til projekter og borgere, der ønsker at investere i vedvarende energi. Med henblik på at fremme udbredelsen af vedvarende energi blandt mikrovirksomheder, små og mellemstore virksomheder (SMV'er) og enkelte borgere i overensstemmelse med målene i dette direktiv bør der indføres en procedure for simpel underretning af det kompetente organ med henblik på nettilslutninger for små projekter for vedvarende energi, herunder dem der er decentrale, såsom tagmonterede solcelleanlæg. Med henblik på at imødekomme det voksende behov for at foretage repowering af eksisterende vedvarende energianlæg bør der fastlægges strømlinede tilladelsesprocedurer. Dette direktiv, navnlig bestemmelserne om tilrettelæggelse og varighed af den administrative tilladelsesprocedure, bør gælde med forbehold af folkeretten og EU-retten, herunder bestemmelser vedrørende beskyttelse af miljøet og menneskers sundhed. Hvor dette er behørigt begrundet i usædvanlige omstændigheder, bør det være muligt at forlænge de oprindelige frister med op til et år.
(52)
Utilstrækkelig oplysning og uddannelse, navnlig i varme- og kølesektoren, bør afhjælpes for at tilskynde til anvendelse af energi fra vedvarende energikilder.
(53)
I det omfang adgangen til eller udøvelsen af erhvervet som installatør er et lovreguleret erhverv, er betingelserne for anerkendelse af erhvervsmæssige kvalifikationer fastsat i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/36/EF 
(
13
)
. Anvendelsen af nærværende direktiv berører derfor ikke direktiv 2005/36/EF.
(54)
Selv om direktiv 2005/36/EF fastlægger krav om gensidig anerkendelse af erhvervsmæssige kvalifikationer, herunder for arkitekter, er der også behov for at sikre, at planlæggere og arkitekter omhyggeligt tager stilling til, hvordan vedvarende energi og højeffektiv teknologi kan kombineres optimalt i deres planer og design. Medlemsstaterne bør derfor give klare retningslinjer med henblik herpå. Dette bør ske med forbehold af nævnte direktiv, navnlig artikel 46 og 49.
(55)
Oprindelsesgarantier, der udstedes med henblik på dette direktiv, har som eneste funktion at godtgøre over for en slutkunde, at en given andel eller mængde energi er produceret fra vedvarende energikilder. En oprindelsesgaranti kan overføres fra en indehaver til en anden uafhængigt af den energi, den relaterer til. For at sikre, at der kun én gang gives oplysninger om en enhed vedvarende energi til en kunde, bør det imidlertid undgås, at oprindelsesgarantier medregnes eller videregives to gange. Energi fra vedvarende energikilder, for hvilken producenten har solgt den ledsagende oprindelsesgaranti særskilt, bør ikke videregives eller sælges til den endelige kunde som energi fra vedvarende energikilder. Det er vigtigt at skelne mellem grønne certifikater, der anvendes i forbindelse med støtteordninger, og oprindelsesgarantier.
(56)
Det er hensigtsmæssigt at lade forbrugermarkedet for vedvarende elektricitet bidrage til udviklingen af energi fra vedvarende energikilder. Medlemsstaterne bør derfor kræve, at elleverandører, der videregiver oplysninger om deres energimiks til slutkunderne i medfør af EU-retten om det indre marked for elektricitet, eller som markedsfører energi til kunder med en henvisning til forbrug af energi fra vedvarende energikilder, skal benytte oprindelsesgarantier fra anlæg, der producerer energi fra vedvarende energikilder.
(57)
Det er vigtigt, at der stilles oplysninger til rådighed om, hvordan den støttede elektricitet fordeles til slutkunderne. For at forbedre kvaliteten af disse oplysninger til forbrugerne bør medlemsstaterne sikre, at der udstedes oprindelsesgarantier for alle enheder af vedvarende energi produceret, undtagen hvor de beslutter ikke at udstede oprindelsesgarantier til producenter, der også modtager finansiel støtte. Hvis medlemsstaterne beslutter at udstede oprindelsesgarantier til producenter, der også modtager finansiel støtte, eller ikke at udstede oprindelsesgarantier direkte til producenter, bør de kunne vælge, hvilke midler og mekanismer der skal anvendes for at tage markedsværdien af oprindelsesgarantier i betragtning. Når producenter af vedvarende energi ligeledes modtager finansiel støtte, bør markedsværdien af oprindelsesgarantierne for samme produktion tages i betragtning på passende vis i den relevante støtteordning.
(58)
Direktiv 2012/27/EU indfører oprindelsesgarantier som dokumentation for oprindelsen af elektricitet produceret af højeffektive kraftvarmeproduktionsanlæg. Der er dog ikke specificeret nogen anvendelse for sådanne oprindelsesgarantier, så deres anvendelse kan ligeledes være mulig ved videregivelse af oplysninger om anvendelse af energi fra højeffektiv kraftvarmeproduktion.
(59)
Oprindelsesgarantier, der allerede er indført for vedvarende elektricitet, bør udvides til også at omfatte vedvarende gas. Det bør være muligt for medlemsstaterne at udvide oprindelsesgarantiordningen til at omfatte energi fra ikkevedvarende energikilder. Dette bør tilvejebringe et ensartet middel til over for slutkunderne at dokumentere oprindelsen af vedvarende gas såsom biomethan og lette handel med sådan gas på tværs af landegrænser. Det ville også åbne mulighed for at skabe oprindelsesgarantier for andre vedvarende gasarter såsom brint.
(60)
Der er behov for at støtte integrationen af energi fra vedvarende energikilder i transmissions- og distributionsnettet samt anvendelsen af energilagringssystemer til integreret variabel produktion af energi fra vedvarende energikilder, navnlig med hensyn til reglerne for regulering af lastfordeling og netadgang. Rammen for integrationen af elektricitet fra vedvarende energikilder er fastlagt i anden EU-ret. Denne ramme indeholder imidlertid ikke bestemmelser om integrationen af gas fra vedvarende energikilder i gasnettet. Det er derfor nødvendigt, at sådanne bestemmelser indeholdes i dette direktiv.
(61)
Mulighederne for at skabe økonomisk vækst gennem innovation og en bæredygtig og konkurrencedygtig energipolitik er blevet anerkendt. Produktionen af energi fra vedvarende energikilder afhænger ofte af lokale eller regionale SMV'er. De muligheder for lokal erhvervsudvikling, bæredygtig vækst og beskæftigelse af høj kvalitet, som investeringer i regional og lokal produktion af energi fra vedvarende energikilder skaber i medlemsstaterne og deres regioner, er vigtige. Kommissionen og medlemsstaterne bør derfor fremme og støtte nationale og regionale udviklingsforanstaltninger i disse områder, opfordre til udveksling af bedste praksis inden for produktionen af energi fra vedvarende energikilder mellem lokale og regionale udviklingsinitiativer samt forbedre ydelsen af teknisk bistand og uddannelsesprogrammer med henblik på at styrke den lovgivningsmæssige, tekniske og finansielle ekspertise og fremme viden om eksisterende finansieringsmuligheder, herunder en mere målrettet brug af EU-midler, såsom anvendelsen af finansiering under samhørighedspolitikken på dette område.
(62)
Lokale og regionale myndigheder sætter sig ofte mere ambitiøse mål for vedvarende energi, der går videre end nationale mål. Regionale og lokale tilsagn om at stimulere udviklingen af vedvarende energi og energieffektivitet støttes i øjeblikket gennem netværk, f.eks. borgmesterpagten og initiativer om intelligente byer og intelligente fællesskaber, og udvikling af handlingsplaner for bæredygtig energi. Sådanne netværk er afgørende og bør udvides, da de øger kendskabet til og fremmer udvekslingen af bedste praksis og tilgængelig finansiel støtte. I den forbindelse bør Kommissionen støtte interesserede innovationsregioner og lokale myndigheder i at arbejde på tværs af grænserne ved at medvirke til at oprette samarbejdsmekanismer såsom den europæiske gruppe for territorialt samarbejde, som giver offentlige myndigheder fra forskellige medlemsstater mulighed for at samarbejde og tilbyde fælles ydelser og projekter, uden at det kræver, at en international aftale først skal undertegnes og ratificeres af nationale parlamenter. Andre innovative foranstaltninger, der kan tiltrække flere investeringer i nye teknologier, f.eks. kontrakter om energimæssig ydeevne og standardiseringsprocesser inden for offentlig finansiering, bør også overvejes.
(63)
I forbindelse med indsatsen for at udvikle markedet for energi fra vedvarende energikilder må den positive indvirkning heraf på de regionale og lokale udviklingsmuligheder, eksportmuligheder, den sociale samhørighed og beskæftigelsesmuligheder tages i betragtning, navnlig for SMV'er og uafhængige energiproducenter, herunder VE-egenforbrugere og VE-fællesskaber.
(64)
Regionerne i den yderste periferi befinder sig i en særlig situation, som er anerkendt i artikel 349 i TEUF. Energisektoren i regionerne i den yderste periferi præges ofte af isolation, begrænset forsyning og afhængighed af fossile brændstoffer, samtidig med at disse regioner nyder godt af betydelige lokale vedvarende energikilder. Regionerne i den yderste periferi kunne således tjene som eksempler på anvendelsen af innovative energiteknologier for Unionen. Der er derfor behov for at fremme udbredelsen af vedvarende energi, således at disse regioner opnår en højere grad af selvforsyning med energi, og anerkende deres særlige situation, hvad angår potentialet inden for vedvarende energi og behovet for offentlig støtte. Der bør fastsættes en undtagelse med begrænset lokal indvirkning, som giver medlemsstaterne mulighed for at vedtage særlige kriterier for at sikre berettigelse til finansiel støtte til forbrug af visse biomassebrændsler. Medlemsstaterne bør kunne vedtage sådanne særlige kriterier for anlæg, der bruger biomassebrændsler, og som er beliggende i en region i den yderste periferi, jf. artikel 349 i TEUF, såvel som for biomasse, der anvendes som brændsel i sådanne anlæg, og som ikke opfylder dette direktivs harmoniserede bæredygtigheds- og energieffektivitetskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner. Sådanne særlige kriterier for biomassebrændsler bør finde anvendelse, uanset om den pågældende biomasses oprindelsessted er i en medlemsstat eller et tredjeland. Desuden bør alle særlige kriterier være objektivt begrundede i hensynet til energiuafhængigheden for den pågældende region i den yderste periferi og til at sikre en smidig overgang til dette direktivs bæredygtigheds- og energieffektivitetskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biomassebrændsler i en sådan region i den yderste periferi.
Eftersom energimikset for elproduktion til regionerne i den yderste periferi i et stort omfang består af brændselsolie, er det nødvendigt at åbne mulighed for at tage passende hensyn til kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner i disse regioner. Der bør derfor indføres en særlig værdi for fossile brændstoffer, der sammenlignes med, for elektricitet produceret i regionerne i den yderste periferi. Medlemsstaterne bør sikre, at deres særlige kriterier reelt overholdes. Endelig bør medlemsstaterne, uden at dette berører støtte, der ydes i henhold til ordninger godkendt i overensstemmelse med dette direktiv, ikke ud fra andre bæredygtighedsbegrundelser afvise at tage biobrændstoffer og flydende biobrændsler, der er fremstillet i overensstemmelse med dette direktiv, i betragtning. Hensigten med dette forbud er at sikre, at biobrændstoffer og flydende biobrændsler, som opfylder dette direktivs harmoniserede kriterier, fortsat vil drage fordel af dette direktivs handelslettelse herunder med hensyn til de berørte regioner i den yderste periferi.
(65)
Det er hensigtsmæssigt at skabe grundlag for udviklingen af decentrale teknologier og lagringsløsninger til vedvarende energi på ikkediskriminerende vilkår og uden at hæmme finansieringen af infrastrukturinvesteringer. Der er mange fordele ved overgangen til decentraliseret energiproduktion såsom anvendelse af lokale energikilder, øget lokal energiforsyningssikkerhed, kortere transportafstande og et mindsket tab ved energitransmission. Denne decentralisering fremmer desuden udviklingen og samhørigheden i samfundet ved at skabe lokale indkomst- og beskæftigelsesmuligheder.
(66)
I betragtning af at produktion til eget forbrug af elektricitet fra vedvarende energikilder får stadig større betydning, er der behov for en definition af »VE-egenforbrugere« og af »fællesskab af VE-egenforbrugere«. Det er også nødvendigt at etablere et regelsæt, der vil sætte VE-egenforbrugere i stand til at producere, forbruge, lagre og sælge elektricitet uden at blive pålagt uforholdsmæssigt store byrder. Borgere, der bor i lejligheder, bør eksempelvis kunne drage fordel af forbrugerindflydelse i samme omfang som husholdninger i enfamiliehuse. Medlemsstaterne bør dog have tilladelse til at differentiere mellem individuelle VE-egenforbrugere og et fællesskab af VE-egenforbrugere som følge af deres forskellige karakteristika, i det omfang en sådan eventuel forskellig behandling er forholdsmæssig og behørigt begrundet.
(67)
Styrkelsen af fællesskaber af VE-egenforbrugere giver også VE-fællesskaber mulighed for at fremme energieffektivitet på husstandsniveau og bidrage til at bekæmpe energifattigdom gennem reduceret forbrug og lavere forsyningstakster. Medlemsstaterne bør i passende omfang udnytte denne anledning til bl.a. at vurdere muligheden for, at husholdninger, der måske ellers ikke ville være i stand til at deltage, herunder sårbare forbrugere og lejere, kan deltage.
(68)
VE-egenforbrugere bør ikke blive konfronteret med diskriminerende eller urimelige byrder eller omkostninger og bør ikke være underlagt uberettigede gebyrer. Der bør tages hensyn til deres bidrag til opfyldelsen af klima- og energimålene og de omkostninger og fordele, som de tilfører det bredere energisystem. Medlemsstaterne bør derfor generelt ikke opkræve afgifter for elektricitet, som VE-egenforbrugere producerer og forbruger på den samme lokalitet. Medlemsstaterne bør dog, hvis det er nødvendigt for at sikre det elektriske systems finansielle bæredygtighed, kunne opkræve ikkediskriminerende og forholdsmæssige gebyrer for en sådan elektricitet, begrænse støtten til det objektivt nødvendige og gøre effektiv brug af deres støtteordninger. Samtidig bør medlemsstaterne sikre, at VE-egenforbrugere bidrager på en afbalanceret og fyldestgørende måde til det samlede system for deling af omkostningerne forbundet med produktion, distribution og forbrug af elektricitet, når elektriciteten tilføres nettet.
(69)
Med henblik herpå bør medlemsstaterne generelt ikke opkræve afgifter for elektricitet, som VE-egenforbrugere producerer og forbruger individuelt på den samme lokalitet. For at undgå at dette incitament påvirker den finansielle stabilitet af støtteordninger til vedvarende energi, kan incitamentet dog begrænses til små anlæg med en elkapacitet på højst 30 kW. I visse tilfælde bør medlemsstaterne have mulighed for at opkræve gebyrer fra VE-egenforbrugere for elektricitet til eget forbrug, hvor medlemsstaterne anvender deres støtteordninger effektivt og giver ikkediskriminerende og effektiv adgang til dem. Medlemsstaterne bør også kunne indrømme delvise undtagelser for gebyrer, afgifter eller en kombination heraf og støtte op til det niveau, der er nødvendigt for at sikre sådanne projekters økonomiske levedygtighed.
(70)
Lokale borgeres og lokale myndigheders inddragelse i projekter for vedvarende energi i form af VE-fællesskaber har udmøntet sig i en betydelig merværdi i form af lokal accept af vedvarende energi og adgang til yderligere privat kapital, hvilket resulterer i lokale investeringer, flere valgmuligheder for forbrugerne og en øget inddragelse af borgere i energiomstillingen. Et sådant lokalt engagement er så meget desto vigtigere i en situation, hvor den vedvarende energis kapacitet vokser. Foranstaltninger, der gør det muligt for VE-fællesskaber at konkurrere på lige vilkår med andre producenter, har også til formål at øge lokal borgerinddragelse i projekter for vedvarende energi og dermed øge accepten af vedvarende energi.
(71)
De særlige kendetegn ved lokale VE-fællesskaber med hensyn til størrelse, ejerskabsstruktur og antal projekter kan gøre det vanskeligt for dem at konkurrere på lige vilkår med store aktører såsom konkurrenter med større projekter eller porteføljer. Medlemsstaterne bør derfor også have mulighed for at vælge en hvilken som helst form for enhed til VE-fællesskaber, for så vidt den pågældende enhed i eget navn kan udøve rettigheder og være pålagt pligter. For at undgå misbrug og sikre bred deltagelse bør VE-fællesskaber kunne forblive uafhængige af individuelle medlemmer og andre traditionelle markedsaktører, der deltager i fællesskabet som medlemmer eller aktionærer, eller som samarbejder på anden vis såsom gennem investeringer. Alle potentielle lokale medlemmer bør kunne deltage i projekter for vedvarende energi på grundlag af objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier. Foranstaltninger for at afbøde ulemperne vedrørende de særlige kendetegn ved VE-fællesskaber med hensyn til størrelse, ejerskabsstruktur og antal projekter omfatter at lade VE-fællesskaber operere i energisystemet og lette deres integration på markedet. VE-fællesskaber bør have mulighed for at udveksle energi indbyrdes, der er produceret af anlæg, som deres fællesskaber ejer. Fællesskabernes medlemmer bør dog ikke fritages for relevante omkostninger, gebyrer, afgifter og skatter, som ville skulle betales af endelige forbrugere, der ikke er fælleskabsmedlemmer, af producenter i en lignende situation, eller hvor enhver form for offentlig netinfrastruktur anvendes til disse overførsler.
(72)
Private forbrugere og fællesskaber, der giver sig af med VE-egetforbrug, bør bevare deres rettigheder som forbrugere, herunder retten til at have en kontrakt med en leverandør efter eget valg og til at skifte leverandør.
(73)
Opvarmning og køling tegner sig for ca. halvdelen af det endelige energiforbrug i Unionen og anses for en sektor af central betydning i bestræbelserne på at fremskynde dekarboniseringen af energisystemet. Sektoren har endvidere strategisk betydning for energiforsyningssikkerheden, idet ca. 40 % af forbruget af vedvarende energi i 2030 forventes at komme fra vedvarende opvarmning og køling. Fraværet af en harmoniseret strategi på EU-niveau, manglende internalisering af eksterne omkostninger og fragmenteringen af markederne for opvarmning og køling har imidlertid indtil videre ført til, at der kun langsomt gøres fremskridt i denne sektor.
(74)
Adskillige medlemsstater har gennemført foranstaltninger i varme- og kølesektoren for at nå deres mål for vedvarende energi for 2020. Men i fraværet af bindende nationale mål for perioden efter 2020 er de resterende nationale incitamenter muligvis utilstrækkelige til at nå de langsigtede dekarboniseringsmål for 2030 og 2050. For at nå sådanne mål, øge visheden for investorer og fremme udviklingen af et EU-dækkende marked for vedvarende opvarmning og køling, samtidig med at princippet »energieffektivitet først« respekteres, bør medlemsstaternes indsats for at øge forsyningen af vedvarende opvarmning og køling fremmes, således at der bidrages til den gradvise forøgelse af den vedvarende energis andel. Da visse markeder for opvarmning og køling er fragmenterede, er det af allerstørste betydning at sikre fleksibilitet i udformningen af en sådan indsats. Det er også vigtigt at sikre, at en potentiel udbredelse af vedvarende opvarmning og køling ikke får miljøskadelige bivirkninger eller medfører uforholdsmæssigt store samlede omkostninger. For at minimere denne risiko bør der i forbindelse med forøgelsen af andelen af vedvarende energi i varme- og kølesektoren tages hensyn til situationen i de medlemsstater, hvor denne andel allerede er meget høj, eller overskudsvarme og -kulde ikke anvendes, såsom i Cypern og Malta.
(75)
Fjernvarme og fjernkøling udgør i øjeblikket omkring 10 % af varmeefterspørgslen i Unionen med store forskelle blandt medlemsstaterne. I Kommissionens strategi for opvarmning og køling anerkendes potentialet for dekarbonisering af fjernvarme gennem øget energieffektivitet og udnyttelse af vedvarende energi.
(76)
I energiunionens strategi anerkendes ligeledes borgernes rolle i energiomstillingen, hvor de overtager ejerskabet af energiomstillingen, drager fordel af nye teknologier for at opnå besparelser og deltager aktivt på markedet.
(77)
Der bør lægges vægt på potentielle synergier mellem en indsats for at øge udbredelsen af vedvarende opvarmning og køling og de eksisterende ordninger inden for rammerne af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/31/EU 
(
14
)
 og 2012/27/EU. Medlemsstaterne bør i videst muligt omfang gives mulighed for at anvende de eksisterende administrative strukturer til at gennemføre en sådan indsats med henblik på at mindske den administrative byrde.
(78)
På fjernvarmeområdet er det derfor afgørende at åbne mulighed for at skifte til energi fra vedvarende energikilder og forebygge reguleringsmæssig og teknologisk fastlåsning hhv. udelukkelse af bestemte teknologier ved at styrke rettighederne for producenter af vedvarende energi og endelige forbrugere og give endelige forbrugere værktøjer, der letter deres valg af de energimæssigt mest ydedygtige løsninger under hensyntagen til fremtidige behov for opvarmning og køling i overensstemmelse med de forventede kriterier for bygningers ydeevne. Endelige forbrugere bør modtage gennemsigtige og pålidelige oplysninger om fjernvarme- og fjernkølingssystemers effektivitet og andelen af energi fra vedvarende energikilder i deres specifikke varme- eller køleforsyning.
(79)
For at beskytte forbrugere af fjernvarme- og fjernkølingssystemer, der ikke er effektive fjernvarme- og fjernkølingssystemer, og gøre det muligt for dem at producere deres opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder og med betydeligt bedre energimæssig ydeevne bør forbrugere have ret til at frakoble sig og dermed afbryde varme- eller kølingstjenesten fra ikkeeffektive fjernvarme- og fjernkølingssystemer for hele ejendommen ved at opsige deres kontrakt eller, hvis kontrakten omfatter flere ejendomme, ved at ændre kontrakten med fjernvarme- eller fjernkølingsoperatøren.
(80)
For at forberede overgangen til avancerede biobrændstoffer og minimere de samlede virkninger af direkte og indirekte ændringer i arealanvendelsen er det hensigtsmæssigt at begrænse den mængde af biobrændstoffer og flydende biobrændsler, som produceres af korn og andre stivelsesrige afgrøder, sukker og olieholdige afgrøder, der kan medregnes i opfyldelsen af målene i dette direktiv uden at begrænse den generelle mulighed for at anvende sådanne biobrændstoffer og flydende biobrændsler. Indførelsen af en grænseværdi på EU-plan bør ikke forhindre medlemsstaterne i at fastsætte lavere grænseværdier for den mængde af biobrændstoffer og flydende biobrændsler, som produceres på grundlag af korn og andre stivelsesrige afgrøder, sukker og olieholdige afgrøder, der på nationalt plan kan medregnes i opfyldelsen af målene i dette direktiv uden at begrænse den generelle mulighed for at anvende sådanne biobrændstoffer og flydende biobrændsler.
(81)
Med direktiv 2009/28/EF indførtes et sæt bæredygtighedskriterier, herunder kriterier til beskyttelse af arealer med høj biodiversitetsværdi og arealer med stort kulstoflager, men det omhandlede ikke spørgsmålet om indirekte ændringer i arealanvendelsen. Indirekte ændringer i arealanvendelsen forekommer, når dyrkning af afgrøder til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler fortrænger den traditionelle produktion af afgrøder til fødevare- og foderbrug. Et sådan yderligere behov øger presset på arealer og kan føre til, at landbrugsarealer udvides ind på arealer med stort kulstoflager såsom skove, vådområder og tørvebundsarealer, hvilket forårsager yderligere drivhusgasemissioner. I Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2015/1513 
(
15
)
 erkendes det, at omfanget af indirekte ændringer i arealanvendelsen, der er forbundet med drivhusgasemissioner, er i stand til at modvirke alle eller nogle af de besparelser i drivhusgasemissionerne, der opnås med individuelle biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler. Selv om der er risici forbundet med indirekte ændringer i arealanvendelsen, har forskning vist, at omfanget af virkningerne afhænger af forskellige faktorer, herunder typen af råprodukt, der anvendes til brændstofproduktion, omfanget af yderligere behov for råprodukter, der skyldes anvendelsen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, og i hvor høj grad arealer med stort kulstoflager er beskyttet på verdensplan.
Mens niveauet af drivhusgasemissioner, der er forårsaget af indirekte ændringer i arealanvendelsen, ikke på nuværende tidspunkt kan fastslås utvetydigt med den grad af præcision, der er nødvendig for at indgå i metoden til beregning af drivhusgasemissioner, er de største risici ved indirekte ændringer i arealanvendelsen identificeret for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, som er produceret af råprodukter, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager. Det er derfor hensigtsmæssigt generelt at begrænse biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler baseret på fødevare- og foderafgrøder, som fremmes i henhold til dette direktiv, og derudover at pålægge medlemsstaterne at fastsætte en specifik og gradvis lavere grænse for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der produceres af fødevare- og foderafgrøder, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager. Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen bør undtages fra den specifikke og gradvis lavere grænse.
(82)
Udbytteforøgelser i landbrugssektorer ved hjælp af forbedrede landbrugsmetoder, investeringer i bedre maskiner og vidensoverførsel ud over de niveauer, der ville have været gældende, hvis der ikke havde været produktivitetsfremmende ordninger for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler baseret på fødevare- og foderafgrøder samt dyrkning af afgrøder på arealer, som ikke tidligere blev brugt til dyrkning af afgrøder, kan modvirke indirekte ændringer i arealanvendelsen. Hvor der er dokumentation for, at sådanne foranstaltninger har ført til, at produktionen er steget mere end forventet, bør biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er produceret af sådanne yderligere råprodukter, betragtes som biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen. Der bør i den forbindelse tages højde for årlige udsving i udbyttet.
(83)
I direktiv (EU) 2015/1513 blev Kommissionen opfordret til hurtigst muligt at fremlægge et omfattende forslag til en omkostningseffektiv og teknologineutral politik for perioden efter 2020 for at skabe et langsigtet perspektiv for investeringer i bæredygtige biobrændstoffer med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen med henblik på det overordnede mål om dekarbonisering af transportsektoren. Pålægges medlemsstaterne at kræve, at brændstofleverandørerne leverer en samlet andel af brændstoffer fra vedvarende energikilder, kan dette give investorer vished og tilskynde til fortsat at udvikle alternative vedvarende transportbrændstoffer, herunder avancerede biobrændstoffer, vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og elektricitet fra vedvarende energikilder til transportsektoren. Da vedvarende alternativer måske ikke er tilgængelige eller omkostningseffektivt for alle brændstofleverandører, er det passende at tillade medlemsstaterne at sondre mellem brændstofleverandører og om nødvendigt undtage bestemte typer af brændstofleverandører fra forpligtelsen. Da handel med transportbrændstoffer er ukompliceret, vil brændstofleverandører i medlemsstater med ringe udbud af de relevante ressourcer sandsynligvis let kunne anskaffe brændstoffer fra vedvarende energikilder andetsteds fra.
(84)
En EU-database bør oprettes for at sikre gennemsigtighed og sporbarhed af brændstoffer fra vedvarende energikilder. Medlemsstaterne bør have tilladelse til fortsat at anvende eller indføre nationale databaser, men disse nationale databaser bør være knyttet til EU-databasen for at sikre øjeblikkelig overførsel af data og harmonisering af datastrømme.
(85)
Avancerede biobrændstoffer, andre biobrændstoffer og biogas produceret af råprodukter, der er opført i et bilag til dette direktiv, vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og elektricitet fra vedvarende energikilder inden for transportsektoren kan bidrage til lave kulstofemissioner, fremme dekarboniseringen af Unionens transportsektor på en omkostningseffektiv måde og forbedre bl.a. energimæssig diversificering i transportsektoren, samtidig med at innovation, vækst og beskæftigelse fremmes i Unionens økonomi og afhængigheden af importeret energi nedbringes. Pålægges medlemsstaterne at kræve, at brændstofleverandører sikrer en minimumsandel af avancerede biobrændstoffer og visse biogasser, er hensigten hermed at fremme den videre udvikling af avancerede brændstoffer, herunder biobrændstoffer. Det er vigtigt at sikre, at en sådan forpligtelse også tilskynder til at forbedre drivhusgaspræstationerne for de brændstoffer, som leveres for at opfylde forpligtelsen. Kommissionen bør vurdere disse brændstoffers drivhusgaspræstationer, tekniske innovation og bæredygtighed.
(86)
For så vidt angår intelligent transport er det vigtigt at skabe øget udvikling og anvendelse af elektrisk mobilitet på vejene og at fremskynde integration af avancerede teknologier i innovativ togdrift.
(87)
Elektromobilitet forventes at udgøre en betydelig del af den vedvarende energi i transportsektoren senest i 2030. Der bør skabes yderligere incitamenter i betragtning af den hurtige udvikling af elektromobilitet og denne sektors potentiale med hensyn til vækst og beskæftigelse i Unionen. Multiplikatorer for vedvarende elektricitet, der leveres til transportsektoren, bør bruges til at fremme vedvarende elektricitet i transportsektoren og mindske den komparative ulempe i energistatistikkerne. Da det er ikke muligt at tage højde for al elektricitet leveret til vejkøretøjer i statistikkerne gennem dedikeret måling, såsom opladning i hjemmet, bør multiplikatorer anvendes for at sikre, at der på behørig vis tages højde for de positive virkninger af elektrificeret transport baseret på vedvarende energikilder. Forskellige muligheder bør undersøges for at sikre, at den nye efterspørgsel efter elektricitet i transportsektoren imødekommes med yderligere produktionskapacitet af energi fra vedvarende energikilder.
(88)
I lyset af de klimatiske begrænsninger, der indskrænker muligheden for at forbruge visse former for biobrændstoffer på grund af miljømæssige, tekniske eller sundhedsmæssige betænkeligheder, og på grund af deres brændstofmarkeders størrelse og struktur er det passende, at Cypern og Malta har mulighed for at tage højde for disse indbyggede begrænsninger, når de påviser overholdelsen af de nationale VE-forpligtelser, som pålægges brændstofleverandørerne.
(89)
Fremme af genanvendte kulstofbrændsler kan også bidrage til at opfylde de politiske målsætninger om energidiversificering og dekarbonisering af transportsektoren, når de opfylder de passende minimumstærskler for drivhusgasemissionsbesparelser. Det er derfor passende at lade disse brændstoffer omfatte af den forpligtelse, som pålægges brændstofleverandørerne, samtidig med at medlemsstaterne gives mulighed for ikke at medtage disse brændstoffer i forpligtelsen, hvis de ikke ønsker det. Da disse brændstoffer ikke er vedvarende, bør de ikke medregnes i opfyldelsen af det overordnede EU-mål for energi fra vedvarende energikilder.
(90)
Vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, er vigtige for at øge andelen af vedvarende energi i sektorer, der forventes at være afhængige af flydende brændstoffer på lang sigt. For at sikre, at vedvarende brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, bidrager til reduktion af drivhusgasemissioner, bør den elektricitet, der anvendes til brændstofproduktionen, være af vedvarende oprindelse. Kommissionen bør ved hjælp af gennemførelsesretsakter udarbejde en pålidelig EU-metode, hvor sådan elektricitet tages fra nettet. Den metode bør sikre, at der er tidsmæssig og geografisk sammenhæng mellem den elproduktionsenhed, som producenten har en bilateral VE-elkøbsaftale med, og brændstofproduktionen. For eksempel kan vedvarende brændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, ikke betragtes som fuldt ud vedvarende, hvis de produceres på et tidspunkt, hvor den enhed til vedvarende energiproduktion, som er omfattet af kontrakten, ikke producerer elektricitet. Et andet eksempel er overbelastning af elnettet, hvor brændstoffer kun kan betragtes som fuldt ud vedvarende, hvis både elproduktions- og brændstofproduktionsanlægget er beliggende på samme side for så vidt angår overbelastningen. Desuden bør der være et element af additionalitet, hvilket betyder, at brændstofproducenten bidrager til udbredelsen eller finansieringen af vedvarende energi.
(91)
Råprodukter, der medfører få indirekte ændringer i arealanvendelsen, når de anvendes til produktion af biobrændstoffer, bør fremmes på grund af deres bidrag til dekarboniseringen af økonomien. Råprodukter til avancerede biobrændstoffer og biogas til transport, for hvilke teknologien er mere innovativ og mindre moden, og som derfor har behov for mere intensiv støtte, bør navnlig opføres i et bilag til dette direktiv. For at sikre, at dette bilag er ajour med den nyeste teknologiske udvikling, samtidig med at utilsigtede negative virkninger søges undgået, bør Kommissionen evaluere det for at vurdere, om nye råprodukter bør tilføjes.
(92)
Omkostningerne ved at tilslutte nye producenter af gas fra vedvarende energikilder til gasnettet bør være baseret på objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier, og der bør tages behørigt hensyn til de fordele, som tilsluttede lokale producenter af gas fra vedvarende energikilder bibringer gasnettet.
(93)
For at udnytte det fulde potentiale af biomasse, der ikke omfatter tørv eller materiale, der er indlejret i geologiske formationer og/eller transformeret til fossile stoffer, med henblik på at bidrage til dekarboniseringen af økonomien i forbindelse med anvendelsen heraf til materialer og energi bør Unionen og medlemsstaterne fremme øget bæredygtig anvendelse af eksisterende tømmer- og landbrugsressourcer og udvikling af nye skovbrugs- og landbrugsproduktionssystemer, under forudsætning af at bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner er opfyldt.
(94)
Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsel bør altid produceres på en bæredygtig måde. Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der anvendes for at opfylde EU- mål fastsat i dette direktiv, og biobrændstoffer, der nyder godt af støtteordninger, bør derfor pålægges at opfylde bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner. Harmoniseringen af sådanne kriterier for biobrændstoffer og flydende biobrændsler er afgørende for opfyldelsen af Unionens energipolitiske mål som indeholdt i artikel 194, stk. 1, i TEUF. En sådan harmonisering sikrer, at det indre energimarked fungerer, og letter således, navnlig med hensyn til medlemsstaternes forpligtelse til ikke at afvise at tage biobrændstoffer og flydende biobrændsler, der er fremstillet i overensstemmelse med dette direktiv, i betragtning, samhandelen mellem medlemsstaterne med biobrændstoffer og flydende biobrændsler, der opfylder kravene. Harmoniseringen af disse kriterier har en positiv virkning på, at det indre marked fungerer efter hensigten, og at der undgås konkurrenceforvridning i Unionen, og dette må ikke modarbejdes. For biomassebrændsler bør medlemsstaterne kunne fastsætte yderligere bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner.
(95)
Unionen bør tage de nødvendige skridt inden for rammerne af dette direktiv, herunder til fremme af bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer og for biobrændstoffer og biomassebrændsler.
(96)
Produktionen af landbrugsråvarer bestemt til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler og incitamenterne i dette direktiv til at anvende dem bør ikke have den virkning at tilskynde til ødelæggelse af arealer med biodiversitet. Sådanne udtømmelige ressourcer, hvis universelle værdi er anerkendt i diverse internationale instrumenter, bør bevares. Det er derfor nødvendigt at fastsætte bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, der sikrer, at biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler kun er omfattet af incitamenterne, hvor det garanteres, at landbrugsråvarer ikke stammer fra arealer med biodiversitet eller, når det drejer sig om områder, der har fået status som naturbeskyttelsesområder eller til beskyttelse af sjældne, truede eller udryddelsestruede økosystemer eller arter, hvor den relevante kompetente myndighed påviser, at fremstilling af den pågældende landbrugsråvare ikke indvirker på denne status eller beskyttelse.
(97)
Skove bør betragtes som værende biologisk mangfoldige ifølge bæredygtighedskriterierne, hvis de er primærskove i overensstemmelse med den definition, som FN's Levnedsmiddel- og Landbrugsorganisation (FAO) anvender i sin Global Forest Resource Assessment, eller hvis de er beskyttet i henhold til national naturbeskyttelsesret. Områder, hvor der indsamles andet forstmateriale end træ, bør betragtes som biologisk mangfoldige skove, forudsat at den menneskelige påvirkning er lille. Andre skovtyper som defineret af FAO, f.eks. modificerede naturlige skove, delvist naturlige skove og plantager, bør ikke betragtes som værende primærskove. I betragtning af, at visse græsarealer i såvel tempererede som tropiske områder, herunder savanner, stepper, kratområder og prærier, også har stor biodiversitet, bør biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler baseret på landbrugsråvarer fra sådanne arealer heller ikke være omfattet af incitamenterne i dette direktiv. Med henblik på at fastsætte hensigtsmæssige kriterier for at definere sådanne græsarealer med stor biodiversitet i overensstemmelse med de bedste tilgængelige videnskabelige data og relevante internationale standarder bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser.
(98)
Der bør ikke ske omlægning af arealer med henblik på fremstilling af landbrugsråvarer til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, hvis tab af kulstoflagre ved en sådan omlægning ikke inden for et rimeligt tidsrum, set i lyset af klimaproblematikkens hastende karakter, vil kunne opvejes af den besparelse i drivhusgasemissionen, der opnås ved produktion og anvendelse af biobrændstof, flydende biobrændsler og biomassebrændsler. Dette ville kunne forhindre, at de økonomiske aktører pålægges unødvendig, byrdefuld forskning, og at arealer med store kulstoflagre, som påvises at være uegnede til fremstilling af landbrugsråvarer til biobrændstof, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, omlægges. Opgørelser af verdens kulstoflagre indikerer, at vådområder og konstant skovbevoksede områder med en kronedækningsgrad på over 30 % bør høre til i denne kategori.
(99)
Inden for rammerne af den fælles landbrugspolitik bør landbrugere overholde en lang række miljøkrav for at komme i betragtning til direkte støtte. Overholdelsen af kravene kan mest effektivt kontrolleres inden for rammerne af landbrugspolitikken. Det er uhensigtsmæssigt at indføje kravene i bæredygtighedsordningen, da bæredygtighedskriterierne for bioenergi bør fastsætte objektive regler, der gælder på verdensplan. Verifikation af overholdelsen af dette direktiv kunne ligeledes risikere at medføre en unødvendig administrativ byrde.
(100)
Landbrugsråprodukter til produktion af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler bør fremstilles ved fremgangsmåder, som er i overensstemmelse med beskyttelsen af jordkvalitet og organisk kulstof i jorden. Jordkvalitet og kulstof i jorden bør derfor omfattes af operatørers eller nationale myndigheders overvågningssystemer.
(101)
Det er hensigtsmæssigt at indføre EU-dækkende bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biomassebrændsler, der anvendes i elektricitetssektoren og i varme- og kølesektoren, med henblik på fortsat at sikre høje drivhusgasemissionsbesparelser i forhold til fossile brændstoffer, således at utilsigtede konsekvenser for bæredygtigheden undgås, og det indre marked fremmes. Regionerne i den yderste periferi bør kunne udnytte potentialet i deres ressourcer med henblik på at øge produktionen af vedvarende energi og deres energiuafhængighed.
(102)
For at sikre, at hugsten til trods for den stigende efterspørgsel efter skovbiomasse finder sted på en bæredygtig måde i skove, hvor genplantning garanteres, at der lægges særlig vægt på områder, som udtrykkeligt er udpeget med henblik på beskyttelse af biodiversitet, landskaber og særlige naturbetingede forhold, at biodiversitetsressourcer bevares, og at kulstoflagre spores, bør træråvarer alene stamme fra skove, hvori hugsten finder sted i overensstemmelse med de principper for bæredygtig skovforvaltning, som er opstillet inden for rammerne af internationale skovprocesser såsom Forest Europe, og som gennemføres gennem national ret, eller den bedste forvaltningspraksis på kildeområdeniveau. Aktører bør træffe egnede foranstaltninger for at minimere risikoen for at anvende ikkebæredygtig skovbiomasse til produktion af bioenergi. Aktørerne bør til dette formål indføre en risikobaseret tilgang. I denne sammenhæng bør Kommissionen udvikle operationel vejledning om kontrol af overensstemmelsen med den risikobaserede tilgang ved hjælp af gennemførelsesretsakter efter høring af Udvalget om Biobrændstoffers, Flydende Biobrændslers og Biomassebrændslers Bæredygtighed.
(103)
Omfanget af hugst til energiformål er steget og forventes at fortsætte med at stige, hvilket resulterer i større import af råvarer fra lande uden for Unionen samt en stigning i produktionen af disse materialer inden for Unionen. Det bør sikres, at hugsten er bæredygtig.
(104)
For at minimere den administrative byrde bør Unionens bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner kun gælde for elektricitet og opvarmning fra biomassebrændsler, der er produceret i anlæg med en samlet nominel indfyret termisk effekt på 20 MW eller derover.
(105)
Biomassebrændsler bør omdannes til elektricitet og varme på en effektiv måde for at maksimere energiforsyningssikkerheden og drivhusgasemissionsbesparelser og desuden begrænse emissioner af luftforurenende stoffer og minimere presset på begrænsede biomasseressourcer.
(106)
De minimumstærskler for drivhusgasemissionsbesparelser, der gælder for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biogas til transport, som produceres i nye anlæg, bør forhøjes for at forbedre deres samlede drivhusgasbalance og modvirke yderligere investeringer i anlæg med lav præstation for så vidt angår drivhusgasemissionsbesparelser. Med en sådan forhøjelse beskyttes investeringer i produktionskapacitet for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biogas til transport.
(107)
På grundlag af erfaringen med den praktiske gennemførelse af Unionens bæredygtighedskriterier bør frivillige internationale og nationale certificeringsordningers rolle med hensyn til verifikation af overholdelsen af bæredygtighedskriterierne styrkes på en harmoniseret måde.
(108)
Det er i Unionens interesse at fremme udviklingen af frivillige internationale eller nationale ordninger, der sætter standarder for fremstillingen af bæredygtige biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler og certificerer, at produktionen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler opfylder disse standarder. Af den grund bør det være muligt at beslutte, at ordninger skal anses for at give pålidelig dokumentation og pålidelige oplysninger, når de opfylder rimelige krav om pålidelighed, gennemsigtighed og uafhængig kontrol. For at sikre, at overholdelse af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner kontrolleres på en solid og harmoniseret måde, og navnlig for at forebygge svig, bør Kommissionen bemyndiges til at vedtage gennemførelsesbestemmelser, herunder passende standarder for pålidelighed, gennemsigtighed og uafhængig revision, som de frivillige ordninger skal anvende.
(109)
Frivillige ordninger spiller en stadig vigtigere rolle med hensyn til tilvejebringelse af dokumentation for overholdelse af bæredygtighedskriterierne og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler. Det er derfor hensigtsmæssigt for Kommissionen at kræve, at frivillige ordninger, herunder dem, som Kommissionen allerede anerkender, regelmæssigt aflægger rapport om deres aktiviteter. Sådanne rapporter bør offentliggøres for at øge gennemsigtigheden og forbedre Kommissionens tilsyn. Desuden vil sådanne rapporter give Kommissionen den fornødne information til at rapportere om de frivillige ordningers funktion med henblik på at kortlægge bedste praksis og eventuelt fremlægge et forslag med henblik på yderligere fremme af sådan bedste praksis.
(110)
For at fremme et velfungerende indre marked bør dokumentation for bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, som er fremstillet i overensstemmelse med en af Kommissionen anerkendt ordning, anerkendes i alle medlemsstater. Medlemsstaterne bør bidrage til at sikre den korrekte gennemførelse af principperne for certificering af frivillige ordninger ved at føre tilsyn med aktiviteterne i certificeringsorganer, som det nationale akkrediteringsorgan har akkrediteret, og ved at informere de frivillige ordninger om relevante observationer.
(111)
For at undgå en uforholdsmæssigt stor administrativ byrde bør der udfærdiges en liste over standardværdier for gængse produktionsveje for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, og denne liste bør ajourføres og udvides, når yderligere pålidelige data foreligger. Økonomiske aktører bør altid være berettigede til at kræve den drivhusgasemissionsbesparelse for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er opført på denne liste. Hvor standardværdien for drivhusgasemissionsbesparelser fra en produktionsvej ligger under det krævede minimumsniveau for drivhusgasemissionsbesparelser, bør producenter, som ønsker at påvise, at de lever op til dette minimumsniveau, anmodes om at dokumentere, at de faktiske drivhusgasemissioner fra deres produktionsproces er lavere end dem, man gik ud fra ved beregningen af standardværdierne.
(112)
Det er nødvendigt at fastsætte klare regler baseret på objektive og ikkediskriminerende kriterier for beregningen af drivhusgasemissionsbesparelser fra biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler og de fossile brændstoffer, de sammenlignes med.
(113)
I overensstemmelse med den nuværende tekniske og videnskabelige viden bør drivhusgasemissionsopgørelsesmetoden tage hensyn til omdannelsen af faste og gasformige biomassebrændsler til endelig energi for at sikre sammenhængen med beregningen af vedvarende energi, som bidrager til opfyldelsen af EU-målet i dette direktiv. Allokering af drivhusgasemissioner til biprodukter, som adskiller sig fra affald og restprodukter, bør også gennemgås på ny i tilfælde, hvor elektricitet eller opvarmning og køling produceres i kraftvarmeanlæg eller multiproduktionsanlæg.
(114)
Hvis arealer med store kulstoflagre i jorden eller i vegetation omlægges for at dyrke råmaterialer til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, vil en del af det lagrede kulstof som regel blive frigivet til atmosfæren og føre til dannelsen af kuldioxid (CO
2
). Den heraf følgende negative drivhusgaseffekt kan overstige den positive drivhusgaseffekt af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, i visse tilfælde med en stor margen. Ved beregning af drivhusgasemissionsbesparelsen for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, bør den fulde kulstofvirkning af sådanne omlægninger indregnes. Dette er nødvendigt for at sikre, at der ved beregningen af drivhusgasemissionsbesparelsen tages hensyn til de samlede kulstofvirkninger ved brugen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler.
(115)
Ved beregning af drivhusgaseffekten ved arealomlægning bør de økonomiske aktører kunne benytte faktiske værdier for kulstoflagre i forbindelse med referencearealanvendelsen og arealanvendelsen efter omlægningen. De bør også kunne anvende standardværdier. Der kan passende tages udgangspunkt i Det Mellemstatslige Panel for Klimaændringers (IPCC) metode for sådanne faste værdier. Dette arbejde har endnu ikke fået en form, der umiddelbart kan anvendes af de økonomiske aktører. Kommissionen bør derfor revidere sine retningslinjer af 10. juni 2010 for beregning af kulstoflagre i jorden med henblik på reglerne for beregning af drivhusgaseffekterne af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og de fossile brændstoffer, de sammenlignes med, som er fastlagt i et bilag til dette direktiv, og samtidig sikre sammenhæng med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 
(
16
)
.
(116)
Ved beregningen af drivhusgasemissioner fra produktion og anvendelse af brændstoffer bør der tages hensyn til biprodukter. Substitutionsmetoden er hensigtsmæssig til politikanalyseformål, men ikke til fastsættelse af regler for de enkelte økonomiske aktører og individuelle partier af transportbrændstof. I disse tilfælde er energiallokeringsmetoden den mest hensigtsmæssige, fordi den er let at anvende, er forudsigelig over tid, minimerer incitamenter, der virker mod hensigten, og giver resultater, der generelt svarer til substitutionsmetodens resultater. Til politikanalyseformål bør Kommissionen i sin rapportering ligeledes oplyse de resultater, der opnås ved at anvende substitutionsmetoden.
(117)
Biprodukter adskiller sig fra affald og restprodukter fra landbruget, idet disse er hovedformålet for produktionsprocessen. Det bør derfor præciseres, at restprodukter fra landbrugsafgrøder er restprodukter og ikke biprodukter. Dette har ingen følger for den eksisterende metode, men præciserer de gældende bestemmelser.
(118)
Den fastlagte metode, hvorved energiallokering benyttes til at fordele drivhusgasemissioner mellem biprodukter, har fungeret godt og bør videreføres. Metoden til beregning af drivhusgasemissioner hidrørende fra anvendelsen af kraftvarme, når kraftvarme anvendes til forarbejdning af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, bør tilpasses den anvendte metode, når kraftvarme er det endelige anvendelsesformål.
(119)
I metoden indregnes de reducerede drivhusgasemissioner, der skyldes anvendelsen af kraftvarme, sammenholdt med anvendelsen af anlæg, der producerer enten elektricitet eller varme, under hensyntagen til varmens nytteværdi i forhold til elektricitet og varmens nytteværdi ved forskellige temperaturer. Det følger heraf, at en højere temperatur bør tilskrives en større del af de samlede drivhusgasemissioner end varme ved lav temperatur, når varmen er opstået i forbindelse med elproduktion. I metoden tages der hensyn til den samlede kæde frem til den endelige energi og herunder omdannelse til varme eller elektricitet.
(120)
Det er hensigtsmæssigt, at de data, der anvendes til beregning af standardværdierne, indhentes fra uafhængige, videnskabelige ekspertkilder og ajourføres efter behov, efterhånden som der sker fremskridt i disse kilders arbejde. Kommissionen bør tilskynde disse kilder til, når de ajourfører deres arbejde, at tage højde for emissioner fra dyrkning, virkningen af regionale og klimatologiske forhold, virkningerne af dyrkning med bæredygtige landbrugsmetoder og økologisk jordbrug samt videnskabelige bidrag fra producenter i Unionen og tredjelande og civilsamfundet.
(121)
Den globale efterspørgsel efter landbrugsråvarer stiger. En af metoderne til at efterkomme den stigende efterspørgsel vil sandsynligvis bestå i at afsætte flere arealer til landbrugsformål. Genopretning af arealer, der er stærkt nedbrudte og som derfor ellers ikke kan anvendes til landbrugsformål, er en måde, hvorpå man kan forøge de arealer, der kan opdyrkes. Eftersom fremme af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler vil bidrage til den stigende efterspørgsel efter landbrugsråvarer, bør bæredygtighedsordningen fremme brugen af sådanne genoprettede arealer.
(122)
For at sikre den harmoniserede gennemførelse af metoden til beregning af drivhusgasemissioner og tilpasse den til den seneste videnskabelige dokumentation bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser til at tilpasse de metodologiske principper og værdier, der er nødvendige for at vurdere, om kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner er opfyldt, og til at vurdere, om de rapporter, der forelægges af medlemsstaterne og tredjelande, indeholder nøjagtige data om emissioner fra dyrkning af råprodukter.
(123)
De europæiske gasnet bliver mere integrerede. Fremme af produktionen og anvendelsen af biomethan, tilførslen heraf til et naturgasnet og den grænseoverskridende handel skaber et behov for at sikre en korrekt beregning af vedvarende energi såvel som at undgå dobbelte incitamenter som følge af støtteordninger i de forskellige medlemsstater. Massebalancesystemet i forbindelse med verifikation af bioenergis bæredygtighed og den nye EU-database har til hensigt at bidrage til at tackle disse spørgsmål.
(124)
Opnåelsen af målene for dette direktiv forudsætter, at Unionen og medlemsstaterne afsætter betydelige finansielle ressourcer til forskning i og udvikling af teknologier til vedvarende energi. Det Europæiske Institut for Innovation og Teknologi bør navnlig prioritere forskning i og udvikling af teknologier til vedvarende energi højt.
(125)
Gennemførelsen af dette direktiv bør, hvor det er relevant, afspejle konventionen om adgang til oplysninger, offentlig deltagelse i beslutningsprocesser samt adgang til klage og domstolsprøvelse på miljøområdet, navnlig som den er gennemført ved Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/4/EF 
(
17
)
.
(126)
For at ændre eller supplere ikkevæsentlige elementer i bestemmelserne i dette direktiv bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF for så vidt angår fastsættelse af metoden til beregning af den mængde vedvarende energi, der anvendes til køling og fjernkøling, og revision af metoden til beregning af energi fra varmepumper, oprettelse af URDP og fastsættelse af betingelserne for at afslutte transaktioner i forbindelse med statistisk overførsel mellem medlemsstater via URDP, fastsættelse af den passende minimumstærskel for de drivhusgasemissionsbesparelser, der opnås med genanvendte kulstofbrændsler, vedtagelse af kriterier og, hvis det er relevant, revision heraf for certificering af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen og for fastsættelse af de råprodukter med høj risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager, og den gradvise nedgang i disses bidrag til målene fastsat i dette direktiv, tilpasning af energiindholdet i transportbrændstoffer til den videnskabelige og tekniske udvikling, fastsættelse af EU-metoden for at opstille regler for, hvordan økonomiske aktører skal overholde kravene for fuldt ud at anse elektricitet for vedvarende energi, når den bruges ved produktion af vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, eller når den tages fra nettet, fastsættelse af metoden til fastlæggelse af den andel af biobrændstof og biogas til transport, der stammer fra biomasse, som forarbejdes med fossile brændstoffer i en fælles proces og metoden til vurdering af drivhusgasemissionsbesparelser fra vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og fra genanvendt kulstofbrændsel for at sikre, at drivhusgasemissionsbesparelser kun godskrives én gang, ændring ved tilføjelser til, men ikke fjernelse fra, listen over råprodukter til produktion af avancerede biobrændstoffer og andre biobrændstoffer og biogas samt tilføjelser til eller ændring af reglerne for beregning af drivhusgaseffekterne af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og de fossile brændstoffer, de sammenlignes med. Det er navnlig vigtigt, at Kommissionen gennemfører relevante høringer under sit forberedende arbejde, herunder på ekspertniveau, og at disse høringer gennemføres i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning 
(
18
)
. For at sikre lige deltagelse i forberedelsen af delegerede retsakter modtager Europa-Parlamentet og Rådet navnlig alle dokumenter på samme tid som medlemsstaternes eksperter, og deres eksperter har systematisk adgang til møder i Kommissionens ekspertgrupper, der beskæftiger sig med forberedelsen af delegerede retsakter.
(127)
De foranstaltninger, der er nødvendige for at gennemføre dette direktiv, bør vedtages i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 
(
19
)
.
(128)
Målet for dette direktiv, nemlig at opnå en andel af energi fra vedvarende energikilder på mindst 32 % af Unionens endelige bruttoenergiforbrug senest i 2030, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, men kan på grund af handlingens omfang bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går dette direktiv ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå dette mål.
(129)
I henhold til den fælles politiske erklæring af 28. september 2011 fra medlemsstaterne og Kommissionen om forklarende dokumenter 
(
20
)
 har medlemsstaterne forpligtet sig til i tilfælde, hvor det er berettiget, at lade meddelelsen af gennemførelsesforanstaltninger ledsage af et eller flere dokumenter, der forklarer forholdet mellem et direktivs bestanddele og de tilsvarende dele i de nationale gennemførelsesinstrumenter. I forbindelse med dette direktiv finder lovgiver, at fremsendelse af sådanne dokumenter er berettiget.
(130)
Forpligtelsen til at gennemføre nærværende direktiv i national ret bør kun omfatte de bestemmelser, hvori der er foretaget indholdsmæssige ændringer i forhold til direktiv 2009/28/EF. Forpligtelsen til at gennemføre de bestemmelser, der er uændrede, følger af nævnte direktiv.
(131)
Nærværende direktiv bør ikke berøre medlemsstaternes forpligtelser med hensyn til de i Rådets direktiv 2013/18/EU 
(
21
)
 og direktiv (EU) 2015/1513 angivne frister for gennemførelse i national ret —
VEDTAGET DETTE DIREKTIV:
Artikel 1
Genstand
Dette direktiv fastsætter en fælles ramme for fremme af energi fra vedvarende energikilder. Det fastsætter et bindende EU-mål for den samlede andel af energi fra vedvarende energikilder i Unionens endelige bruttoenergiforbrug i 2030. Det fastlægger også regler om finansiel støtte til elektricitet fra vedvarende energikilder, om egetforbrug af sådan elektricitet, om anvendelse af energi fra vedvarende energikilder i varme- og kølesektoren og transportsektoren, om regionalt samarbejde mellem medlemsstater og mellem medlemsstater og tredjelande, om oprindelsesgarantier, om administrative procedurer og om information og uddannelse. Det fastlægger også bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler.
Artikel 2
Definitioner
Med henblik på dette direktiv finder de relevante definitioner i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF 
(
22
)
 anvendelse.
Endvidere forstås ved:
1)
»energi fra vedvarende energikilder« eller »vedvarende energi«: energi fra vedvarende ikkefossile kilder i form af vindkraft, solenergi (solvarme og solceller) og geotermisk energi, omgivelsesenergi, tidevands-, bølge- og andre former for havenergi, vandkraft, biomasse, lossepladsgas, gas fra spildevandsanlæg og biogas
2)
»omgivelsesenergi«: naturligt forekommende termisk energi og energi akkumuleret i miljøet med indskrænkede grænser, som kan lagres i den omgivende luft, med undtagelse af i afgangsluft, eller i overflade- eller spildevand
3)
»geotermisk energi«: energi, som lagres i form af varme under jordens faste overflade
4)
»endeligt bruttoenergiforbrug«: energiprodukter, der leveres til energiformål til industri-, og transportsektoren, til husholdninger, til servicesektorerne inklusive den offentlige sektor samt til landbrug, skovbrug og fiskeri, energisektorens el- og varmeforbrug i forbindelse med el-, varme- og transportbrændstofproduktion og el- og varmetab i forbindelse med distribution og transmission
5)
»støtteordning«: enhver form for instrument, ordning eller mekanisme, som en medlemsstat eller en gruppe af medlemsstater anvender, og som fremmer brugen af energi fra vedvarende energikilder (VE) ved enten at mindske omkostningerne ved denne energi, at øge den pris, den kan sælges til, eller gennem indførelse af en VE-forpligtelse eller på anden måde at øge den mængde af denne energiform, der købes, herunder, men ikke begrænset til, investeringsstøtte, skattefritagelse eller nedsættelse, skatterefusion, støtteordninger for VE-forpligtelser, herunder anvendelse af grønne certifikater, og direkte prisstøtte, herunder afregningstariffer og variable eller faste præmieudbetalinger
6)
»VE-forpligtelse«: en støtteordning, der kræver, at en bestemt andel af energiproducenternes produktion stammer fra energi fra vedvarende energikilder, at en bestemt andel af energileverandørernes leverancer stammer fra energi fra vedvarende energikilder, eller at en bestemt andel af energiforbrugernes forbrug stammer fra energi fra vedvarende energikilder, herunder ordninger, under hvilke der kan udstedes grønne certifikater til opfyldelse af sådanne forpligtelser
7)
»finansielt instrument«: et finansielt instrument som defineret i artikel 2, nr. 29), i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 
(
23
)
8)
»SMV«: en mikrovirksomhed, en lille eller mellemstor virksomheder som defineret i artikel 2 i bilaget til Kommissionens henstilling 2003/361/EF 
(
24
)
9)
»overskudsvarme og -kulde«: uundgåelig varme eller kulde produceret som biprodukt fra industri- eller elproduktionsanlæg eller i tertiærsektoren, der ville blive bortledt uudnyttet i luft eller vand uden adgang til et fjernvarme- eller fjernkølingssystem, hvor en kraftvarmeproduktionsproces er blevet eller vil blive anvendt, eller hvor kraftvarmeproduktion ikke er gennemførlig
10)
»repowering«: fornyelse af kraftværker, som producerer vedvarende energi, herunder fuld eller delvis udskiftning af anlæg eller driftssystemer og udstyr med henblik på at erstatte kapacitet eller for at øge anlæggets produktivitet eller kapacitet
11)
»distributionssystemoperatør«: en operatør som defineret i artikel 2, nr. 6), i direktiv 2009/72/EF og i artikel 2, nr. 6), i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF 
(
25
)
12)
»oprindelsesgaranti«: et elektronisk dokument, hvis eneste funktion er over for en slutkunde at dokumentere, at en given andel eller mængde af energi er produceret fra vedvarende energikilder
13)
»restenergimiks«: det samlede årlige energimiks for en medlemsstat, bortset fra den andel, der er omfattet af annullerede oprindelsesgarantier
14)
»VE-egenforbruger«: en slutkunde, der opererer på sin lokalitet inden for afgrænsede områder eller, hvis en medlemsstat tillader det, på andre lokaliteter, og som producerer vedvarende elektricitet til eget forbrug og som kan lagre eller sælge egenproduceret vedvarende elektricitet, forudsat at disse aktiviteter — for så vidt angår andre VE-egenforbrugere end husholdninger — ikke udgør deres primære forretnings- eller erhvervsmæssige virksomhed
15)
»fællesskab af VE-egenforbrugere«: et fællesskab af mindst to VE-egenforbrugere i overensstemmelse med nr. 14), der opererer sammen, og som befinder sig i samme bygning eller boligejendom
16)
»VE-fællesskab«: en retlig enhed:
a)
der i henhold til gældende national ret er baseret på åben og frivillig deltagelse, er uafhængig og faktisk kontrolleres af aktionærer eller medlemmer, der er beliggende i nærheden af de projekter for vedvarende energi, der ejes og udvikles af denne retlige enhed
b)
hvis aktionærer eller medlemmer er fysiske personer, SMV'er eller lokale myndigheder, herunder kommuner
c)
hvis hovedformål er at give sine aktionærer eller medlemmer eller de lokalområder, hvor den opererer, miljømæssige, økonomiske eller sociale fællesskabsfordele snarere end økonomisk fortjeneste
17)
»VE-elkøbsaftale«: en aftale, hvorved en fysisk eller juridisk person accepterer at købe vedvarende elektricitet direkte fra en elektricitetsproducent
18)
»peer-to-peer-handel« med vedvarende energi: salg af vedvarende energi mellem markedsdeltagere gennem en kontrakt med forudfastsatte betingelser, der gælder for den automatiske udførelse og afregning af transaktionen enten direkte mellem markedsdeltagere eller indirekte gennem en certificeret tredjepartsmarkedsdeltager som f.eks. en aggregator. Retten til at foretage peer-to-peer-handel berører ikke rettighederne og forpligtelserne hos de parter, der deltager som slutkunder, producenter, leverandører eller aggregatorer
19)
»fjernvarme« eller »fjernkøling«: distribution af termisk energi i form af damp, varmt vand eller afkølede væsker fra centrale eller decentrale produktionssteder gennem et net til flere bygninger eller anlæg til anvendelse ved rum- eller procesopvarmning eller -køling
20)
»effektiv fjernvarme og fjernkøling«: effektiv fjernvarme og fjernkøling som defineret i artikel 2, nr. 41), i direktiv 2012/27/EU
21)
»højeffektiv kraftvarmeproduktion«: højeffektiv kraftvarmeproduktion som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv 2012/27/EU
22)
»energiattest«: energiattest som defineret i artikel 2, nr. 12), i direktiv 2010/31/EU
23)
»affald«: affald som defineret i artikel 3, nr. 1), i direktiv 2008/98/EF, med undtagelse af stoffer, der er blevet bevidst ændret eller forurenet med henblik på at opfylde denne definition
24)
»biomasse«: den bionedbrydelige del af produkter, affald og restprodukter af biologisk oprindelse fra landbrug, herunder vegetabilske og animalske stoffer, fra skovbrug og tilknyttede erhvervsgrene, herunder fiskeri og akvakultur, samt den bionedbrydelige del af affald og herunder industriaffald og kommunalt affald af biologisk oprindelse
25)
»biomasse fra landbrug«: biomasse, som er produceret ved landbrug
26)
»biomasse fra skovbrug«: biomasse, som er produceret ved skovbrug
27)
»biomassebrændsel«: gasformige og faste brændsler produceret af biomasse
28)
»biogas«: gasformige brændsler produceret af biomasse
29)
»bioaffald«: bioaffald som defineret i artikel 3, nr. 4), i direktiv 2008/98/EF
30)
»kildeområde«: geografisk afgrænset område, som råprodukter i form af skovbiomasse stammer fra, hvorfra der er pålidelige og uafhængige oplysninger, og hvor forholdene er tilstrækkelig ensartede til, at risikoen i forbindelse med skovbiomassens bæredygtigheds- og lovlighedskarakteristik kan vurderes
31)
»genplantning af skove«: genoprettelse af en skovbevoksning med naturlige eller kunstige midler efter at den forrige skovbevoksning er fjernet ved fældning eller som følge af naturlige årsager, herunder brand og storme
32)
»flydende biobrændsler«: flydende brændstof til energiformål, bortset fra transport, herunder elektricitet og opvarmning og køling, fremstillet på grundlag af biomasse
33)
»biobrændstoffer«: flydende brændstof til transport, som er produceret på grundlag af biomasse
34)
»avancerede biobrændstoffer«: biobrændstoffer produceret af de råprodukter, der er anført i bilag IX, del A
35)
»genanvendt kulstofbrændsel«: flydende og gasformigt brændsel, der er produceret af flydende eller faste affaldsstrømme af ikkevedvarende oprindelse, der ikke er egnet til materialenyttiggørelse i overensstemmelse med artikel 4 i direktiv 2008/98/EF, eller af spildgas fra produktion og udstødningsgas af ikkevedvarende oprindelse, der produceres som en uundgåelig og utilsigtet konsekvens af produktionsprocessen i industrianlæg
36)
»vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse«: flydende eller gasformige brændstoffer, som bruges i transportsektoren, undtagen biobrændstoffer eller biogas, og hvis energiindhold stammer fra andre vedvarende energikilder end biomasse
37)
»biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen«: biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, hvis råprodukter er fremstillet under ordninger, der forhindrer fortrængningseffekter af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er baseret på fødevare- og foderafgrøder, ved hjælp af forbedrede landbrugsmetoder såvel som ved dyrkning af afgrøder på arealer, der ikke tidligere blev brugt til dyrkning af afgrøder, og som blev fremstillet i henhold til bæredygtighedskriterierne for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er fastsat i artikel 29
38)
»brændstofleverandør«: en enhed, som leverer brændstof til markedet, og som er ansvarlig for ekspedition af brændstof gennem et punktafgiftsopkrævningssted, eller i tilfælde af elektricitet, eller hvor der ikke opkræves nogen afgift, eller hvor det er behørigt begrundet, enhver anden relevant enhed udpeget af en medlemsstat
39)
»stivelsesrige afgrøder«: afgrøder, der hovedsagelig omfatter korn, uanset om det er kornene alene eller hele planten, såsom ved fodermajs, der anvendes, rod- og knoldfrugter, såsom kartoffel, jordskok, batat, maniok og yams, samt stængelknolde, såsom taro og tannia
40)
»fødevare- og foderafgrøder«: stivelsesrige afgrøder, sukkerafgrøder eller olieholdige afgrøder, der produceres på landbrugsarealer som hovedafgrøder, undtagen restprodukter, affald eller lignocellulosisk materiale og mellemafgrøder såsom efterafgrøder og dækafgrøder, forudsat at deres anvendelse af sådanne mellemafgrøder ikke udløser en efterspørgsel efter yderligere arealer
41)
»lignocellulosisk materiale«: materiale bestående af lignin, cellulose og hemicellulose såsom biomasse fra skove, træagtige energiafgrøder og skovbaserede industrielle restprodukter samt skovbaseret industrielt affald
42)
»celluloseholdigt nonfood-materiale«: råprodukter, der hovedsageligt består af cellulose og hemicellulose, og som har et lavere ligninindhold end lignocellulosisk materiale, herunder restprodukter fra fødevare- og foderafgrøder, såsom halm, majsstammer, avner og skaller, energiafgrøder i form af græsser med lavt stivelsesindhold, såsom rajgræs, rishirse, elefantgræs, kæmperør), dækafgrøder før og efter hovedafgrøder, afgrøder fra græsmarker, industrielle restprodukter, herunder fra fødevare- og foderafgrøder efter udvinding af vegetabilske olier, sukker, stivelse og protein, og materiale fra bioaffald, hvor afgrøder fra græsmarker og dækafgrøder skal forstås som midlertidige græsarealer, der tilsås i en kortere periode, og som består af en blanding af græs og bælgplanter med lavt stivelsesindhold med henblik på foder til husdyr og forbedring af jordfrugtbarheden for at opnå større udbytte af hovedmarkafgrøder
43)
»restprodukt«: et stof, som ikke er det slutprodukter eller de slutprodukter, der er det direkte formål med en produktionsproces; det er ikke det primære formål med produktionsprocessen, og processen er ikke bevidst ændret for at producere det
44)
»restprodukter fra landbrug, akvakultur, fiskeri og skovbrug«: restprodukter, som direkte genereres af landbrug, akvakultur, fiskeri og skovbrug, og som ikke omfatter restprodukter fra tilknyttede erhvervssektorer eller tilknyttet forarbejdning
45)
»faktisk værdi«: drivhusgasemissionsbesparelserne på visse eller samtlige trin i en specifik proces til produktion af biobrændstof, biobrændsler eller biomassebrændsler beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastlagt i bilag V, del C, eller bilag VI, del B
46)
»typisk værdi«: et skøn over drivhusgasemissioner og drivhusgasemissionsbesparelser for en bestemt produktionsvej for biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler, der er repræsentativ for forbruget i Unionen
47)
»standardværdi«: en værdi der bygger på en typisk værdi ved anvendelsen af forudfastsatte faktorer, og som under omstændigheder, der specificeres i dette direktiv, kan anvendes i stedet for en faktisk værdi.
Artikel 3
Bindende overordnet EU-mål for 2030
1.   Medlemsstaterne sikrer i fællesskab, at andelen af energi fra vedvarende energikilder senest i 2030 udgør mindst 32 % af Unionens endelige bruttoenergiforbrug. Kommissionen tager dette mål op til vurdering med henblik på at fremsætte et lovgivningsforslag senest i 2023 for at opjustere det, hvis der er yderligere betydelige reduktioner af omkostningerne til produktion af vedvarende energi, hvis det er nødvendigt for at opfylde Unionens internationale forpligtelser vedrørende dekarbonisering, eller hvis et markant fald i energiforbruget i Unionen begrunder en sådan opjustering.
2.   Medlemsstaterne fastsætter nationale bidrag for i fællesskab at nå det i denne artikels stk. 1 fastsatte bindende overordnede EU-mål som led i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner i overensstemmelse med artikel 3-5 og artikel 9-14 i forordning (EU) 2018/1999. Når medlemsstaterne udarbejder udkastene til disse integrerede nationale energi- og klimaplaner, kan de overveje formlen omhandlet i bilag II til nævnte forordning.
Hvis Kommissionen på grundlag af vurderingen af de udkast til de integrerede nationale energi- og klimaplaner, der forelægges i henhold til artikel 9 i forordning (EU) 2018/1999, konkluderer, at de nationale bidrag fra medlemsstaterne er utilstrækkelige til i fællesskab at nå det bindende overordnede EU-mål, følger den processen fastlagt i artikel 9 og 31 i nævnte forordning.
3.   Medlemsstaterne sikrer, at deres nationale politikker, herunder de forpligtelser, som følger af artikel 25-28 i dette direktiv, og deres støtteordninger udformes under behørig hensyntagen til affaldshierarkiet som fastsat i artikel 4 i direktiv 2008/98/EF med henblik på at undgå uberettigede forvridende virkninger på råmaterialemarkederne. Medlemsstaterne yder ingen støtte til vedvarende energi, der produceres ved affaldsforbrænding, hvis forpligtelserne vedrørende særskilt indsamling fastsat i nævnte direktiv ikke er opfyldt.
4.   Fra og med den 1. januar 2021 må andelen af energi fra vedvarende energikilder i hver medlemsstats endelige bruttoenergiforbrug ikke være mindre end referenceandelen, der er anført i tredje kolonne af tabellen i bilag I, del A, til dette direktiv. Medlemsstaterne træffer de nødvendige foranstaltninger til at sikre overholdelsen af denne referenceandel. Hvis en medlemsstat ikke opretholder sin referenceandel som målt over en etårig periode, finder artikel 32, stk. 4, første og andet afsnit, i forordning (EU) 2018/1999 anvendelse.
5.   Kommissionen understøtter medlemsstaternes høje ambitionsniveau gennem en befordrende ramme, der omfatter forbedret udnyttelse af EU-midler, herunder yderligere midler, der skal lette en retfærdig omstilling for kulstofintensive regioner til en øget andel af vedvarende energi, navnlig finansielle instrumenter, særlig med følgende formål:
a)
nedbringelse af kapitalomkostningerne for projekter for vedvarende energi
b)
udvikling af projekter og programmer til integration af vedvarende energikilder i energisystemet, øget fleksibilitet i energisystemet, opretholdelse af nettets stabilitet og håndtering af overbelastning af nettet
c)
udvikling af transmissions- og distributionsnetinfrastruktur, intelligente net, lagringsfaciliteter og sammenkoblinger med det mål at nå et elsammenkoblingsmål på 15 % senest i 2030 for at øge det teknisk gennemførlige og økonomisk overkommelige niveau af vedvarende energi elektricitetssystemet
d)
styrkelse af regionalt samarbejde mellem medlemsstater og mellem medlemsstater og tredjelande gennem fælles projekter, fælles støtteordninger og åbning af støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder for producenter beliggende i andre medlemsstater.
6.   Kommissionen opretter en fremmende platform for at støtte de medlemsstater, der anvender samarbejdsmekanismer for at bidrage til i stk. 1 fastsatte bindende overordnede EU-mål.
Artikel 4
Støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder
1.   For at opfylde eller overgå det EU-mål, som er opstillet i artikel 3, stk. 1, og hver medlemsstats bidrag til dette mål, der er fastsat på nationalt plan for udnyttelse af vedvarende energi, kan medlemsstaterne anvende støtteordninger.
2.   Støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder skal indeholde incitamenter til integration af elektricitet fra vedvarende energikilder i elmarkedet på en markedsbaseret og markedsfølsom måde og samtidig undgå unødvendige forvridninger på elmarkederne og tage hensyn til eventuelle systemintegrationsomkostninger og til netstabiliteten.
3.   Støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder skal udformes således, at integrationen af elektricitet fra vedvarende energikilder i elmarkedet maksimeres, og det sikres, at producenterne af vedvarende energi reagerer på markedets prissignaler og maksimerer deres markedsindtægter.
Med henblik herpå og for så vidt angår direkte prisstøtteordninger ydes støtte i form af en markedspræmie, som blandt andet kan være variabel eller fast.
Medlemsstaterne kan undtage mindre anlæg og demonstrationsprojekter fra dette stykke, jf. dog gældende EU-ret om det indre marked for elektricitet.
4.   Medlemsstaterne sikrer, at støtte til elektricitet fra vedvarende energikilder ydes på en åben, gennemsigtig, konkurrencepræget, ikkediskriminerende og omkostningseffektiv måde.
Medlemsstaterne kan undtage mindre anlæg og demonstrationsprojekter fra udbudsprocedurer.
Medlemsstaterne kan også overveje at etablere mekanismer til at sikre regional diversificering i udbredelsen af vedvarende elektricitet, navnlig for at sikre omkostningseffektiv systemintegration.
5.   Medlemsstaterne kan begrænse udbudsprocedurer til specifikke teknologier, hvor det ville medføre et suboptimalt resultat at åbne støtteordninger for alle producenter af elektricitet fra vedvarende energikilder, i lyset af:
a)
en bestemt teknologis langsigtede potentiale
b)
behovet for at opnå diversificering
c)
netintegrationsomkostninger
d)
netbegrænsninger og netstabilitet
e)
for så vidt angår biomasse behovet for at undgå forvridninger på råmaterialemarkederne.
6.   Når der ydes støtte til elektricitet fra vedvarende energikilder gennem udbudsprocedurer, skal medlemsstaterne for at sikre en høj projektgennemførelsesrate:
a)
fastsætte og offentliggøre ikkediskriminerende og gennemsigtige kriterier for kvalificering til deltagelse i udbudsproceduren og fastsætte klare datoer og regler for gennemførelsen af projektet
b)
offentliggøre oplysninger om tidligere udbudsprocedurer, herunder projektgennemførelsesrater.
7.   For at øge produktionen af energi fra vedvarende energikilder i regionerne i den yderste periferi og på små øer kan medlemsstaterne tilpasse finansielle støtteordninger til projekter i disse regioner for at tage hensyn til de produktionsomkostninger, der er forbundet med deres særlige vilkår i form af isolation og afhængighed af andre.
8.   Senest den 31. december 2021 og hvert tredje år herefter rapporterer Kommissionen til Europa-Parlamentet og Rådet om resultaterne af støtte ydet til elektricitet fra vedvarende energikilder via udbudsprocedurer i Unionen og analyserer navnlig udbudsprocedurernes evne til at:
a)
opnå nedbringelse af omkostninger
b)
opnå teknologiske forbedringer
c)
opnå høje gennemførelsesprocenter
d)
sikre ikkediskriminerende deltagelse af mindre aktører og, hvor det er relevant, lokale myndigheder
e)
begrænse miljøpåvirkningen
f)
sikre lokal accept
g)
sikre forsyningssikkerhed og netintegration.
9.   Denne artikel berører ikke artikel 107 og 108 i TEUF.
Artikel 5
Åbning for adgang til støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder
1.   Medlemsstaterne har ret til i overensstemmelse med dette direktivs artikel 7-13 at beslutte, i hvilket omfang de støtter elektricitet fra vedvarende energikilder, der er produceret i en anden medlemsstat. Medlemsstaterne kan dog åbne for deltagelse i støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder for producenter beliggende i andre medlemsstater på de betingelser, der er fastsat i denne artikel.
Medlemsstaterne kan, når de åbner for deltagelse i støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder, bestemme, at støtte til en vejledende andel af den nyoprettede kapacitet eller af det budget, der er tildelt dertil, hvert år er åben for producenter beliggende i andre medlemsstater.
Sådanne vejledende andele kan hvert år udgøre mindst 5 % fra 2023 til 2026 og mindst 10 % fra 2027 til 2030 eller, hvis lavere, til graden af sammenkobling i den pågældende medlemsstat i et givet år.
For at opnå yderligere erfaringer med gennemførelsen kan medlemsstaterne tilrettelægge en eller flere pilotordninger, hvis støtte er åben for producenter beliggende i andre medlemsstater.
2.   Medlemsstaterne kan anmode om dokumentation for fysisk import af elektricitet fra vedvarende energikilder. Med henblik herpå kan medlemsstaterne begrænse deltagelse i deres støtteordninger til producenter beliggende i medlemsstater, hvortil der er en direkte forbindelse via samkøringslinjer. Medlemsstaterne må dog ikke ændre eller på anden måde påvirke overførselsplaner og kapacitetstildeling på grund af producenter, der deltager i grænseoverskridende støtteordninger. Grænseoverskridende elektricitetsoverførsler fastlægges udelukkende ud fra resultatet af kapacitetstildelingen i medfør af EU-retten om det indre marked for elektricitet.
3.   Hvis en medlemsstat beslutter at åbne for deltagelse i støtteordninger for producenter beliggende i andre medlemsstater, skal de relevante medlemsstater aftale principperne for en sådan deltagelse. Sådanne aftaler skal mindst omfatte principperne for tildeling af vedvarende elektricitet, som er genstand for grænseoverskridende støtte.
4.   Kommissionen bistår på anmodning af de relevante medlemsstater disse under hele forhandlingsprocessen med etableringen af samarbejdsordninger ved at levere informationer og analyser, herunder kvantitative og kvalitative data om direkte og indirekte omkostninger og fordele ved samarbejde såvel som med rådgivning og teknisk ekspertise. Kommissionen kan tilskynde til eller lette udveksling af bedste praksis og kan udvikle modeller for samarbejdsaftaler med henblik på at lette processen. Senest i 2025 vurderer Kommissionen omkostningerne ved og de gavnlige virkninger af udbredelsen af elektricitet fra vedvarende energikilder i Unionen i medfør af denne artikel.
5.   Senest i 2023 evaluerer Kommissionen gennemførelsen af denne artikel. Denne evaluering vurderer behovet for at indføre en forpligtelse for medlemsstaterne til delvist at åbne for deltagelse i deres støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder til producenter beliggende i andre medlemsstater med henblik på en åbning på 5 % senest i 2025 og en åbning på 10 % senest i 2030.
Artikel 6
Den finansielle støttes stabilitet
1.   Uden at dette berører tilpasninger, der er nødvendige for at overholde artikel 107 og 108 i TEUF, sikrer medlemsstaterne, at omfanget af og betingelserne for støtten til projekter for vedvarende energi ikke revideres på en måde, som har negative konsekvenser for de rettigheder, som er tildelt i forbindelse med støtten, og som undergraver den økonomiske levedygtighed af projekter, der allerede nyder godt af støtte.
2.   Medlemsstaterne kan tilpasse støttens omfang efter objektive kriterier, forudsat at sådanne kriterier er fastsat i den oprindelige udformning af støtteordningen.
3.   Medlemsstaterne offentliggør en langsigtet plan, der forudser den forventede støttetildeling, og som skal dække som reference mindst de næste fem år eller, i tilfælde af budgetplanlægningsmæssige begrænsninger, de næste tre år, herunder den vejledende tidsplan, hyppigheden af udbudsprocedurer, hvis det er hensigtsmæssigt, den forventede kapacitet og det forventede budget eller den maksimale støtte pr. enhed, der forventes at blive tildelt, samt de forventede støtteberettigede teknologier, hvis det er relevant. Denne plan ajourføres en gang om året, eller når det er nødvendigt, for at afspejle den seneste markedsudvikling eller den forventede støttetildeling.
4.   Medlemsstaterne vurderer mindst hver femte år effektiviteten af deres støtteordninger til elektricitet fra vedvarende energikilder og deres vigtigste fordelingsmæssige virkninger for forskellige forbrugergrupper og for investeringer. I vurderingen skal der tages hensyn til de virkninger, som mulige ændringer af støtteordningerne kan have. Den vejledende langsigtede planlægning om afgørelserne om støtte og udformning af ny støtte skal tage hensyn til resultaterne af denne vurdering. Medlemsstaterne medtager denne vurdering i de relevante ajourføringer af deres integrerede nationale energi- og klimaplaner og statusrapporter i overensstemmelse med forordning (EU) 2018/1999.
Artikel 7
Beregning af andelen af energi fra vedvarende energikilder
1.   Det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder i hver medlemsstat beregnes som summen af:
a)
det endelige bruttoforbrug af elektricitet fra vedvarende energikilder
b)
det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder i varme- og kølesektoren, og
c)
det endelige forbrug af energi fra vedvarende energikilder i transportsektoren.
For så vidt angår første afsnit, litra a), b) eller c), tages gas, elektricitet og brint fra vedvarende energikilder tages kun i betragtning én gang ved beregningen af andelen af det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder.
Med forbehold af artikel 29, stk. 1, andet afsnit, tages biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der ikke opfylder bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner i artikel 29, stk. 2-7 og 10, ikke i betragtning.
2.   Med henblik på stk. 1, første afsnit, litra a), beregnes det endelige bruttoforbrug af elektricitet fra vedvarende energikilder som mængden af elektricitet produceret i en medlemsstat fra vedvarende energikilder, inklusive elproduktion fra VE-egenforbrugere og VE-energifællesskaber, men eksklusive produktionen af elektricitet i pumpekraftværker, der anvender vand, der tidligere har været pumpet op til et højere niveau.
I multibrændselsanlæg, der anvender vedvarende og ikkevedvarende energikilder, tages der kun hensyn til den del af elektriciteten, der produceres fra vedvarende energikilder. Med henblik på denne beregning beregnes størrelsen af bidraget fra hver energikilde på grundlag af dens energiindhold.
Den elektricitet, der produceres ved hjælp af vandkraft og vindkraft, indregnes i overensstemmelse med normaliseringsreglerne i bilag II.
3.   Med henblik på stk. 1, første afsnit, litra b), beregnes det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder til opvarmning og køling som mængden af fjernvarme og fjernkøling produceret i en medlemsstat fra vedvarende energikilder plus forbruget af anden energi fra vedvarende energikilder inden for industrien, husholdninger, tjenesteydelser, landbrug, skovbrug og fiskeri til brug for opvarmning, køling og forarbejdning.
I multibrændselsanlæg, der benytter vedvarende og ikkevedvarende energikilder, tages der kun hensyn til den del af opvarmningen og kølingen, der produceres fra vedvarende energikilder. Med henblik på denne beregning beregnes størrelsen af bidraget fra hver energikilde på grundlag af dens energiindhold.
Omgivelses- og geotermisk energi, der anvendes til opvarmning og køling ved hjælp af varmepumper og fjernkølingssystemer, tages i betragtning med henblik på stk. 1, første afsnit, litra b), forudsat at den endelige energiproduktion væsentligt overstiger den tilførsel af primærenergi, der kræves for at drive varmepumperne. Den mængde varme eller kulde, som skal betragtes som energi fra vedvarende energikilder med henblik på dette direktiv, beregnes efter den metode, der er indeholdt i bilag VII, og skal tage hensyn til energianvendelsen i alle slutbrugersektorer.
Termisk energi genereret ved hjælp af passive energisystemer, hvor et lavere energiforbrug opnås passivt ved bygningers udformning eller fra varme genereret af energi fra ikkevedvarende energikilder, tages ikke i betragtning med henblik på stk. 1, første afsnit, litra b).
Senest den 31. december 2021 vedtager Kommissionen i overensstemmelse med artikel 32 delegerede retsakter til at supplere dette direktiv ved at fastsætte en metode til beregning af den mængde vedvarende energi, der anvendes til køling og fjernkøling, og reviderer bilag VII om beregning af energi fra varmepumper.
Denne metode skal omfatte et mindstemål af sæsonydelsesfaktorer for varmepumper, der kan benyttes i omvendt tilstand.
4.   I forbindelse med stk. 1, første afsnit, litra c), finder følgende bestemmelser anvendelse:
a)
Det endelige energiforbrug fra vedvarende energikilder i transportsektoren beregnes som summen af alle biobrændstoffer, biomassebrændsel og vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, som forbruges i transportsektoren. Vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse og produceres på basis af vedvarende elektricitet, anses dog kun for at være en del af beregningen i henhold til stk. 1, første afsnit, litra a), ved beregningen af mængden af elektricitet produceret fra vedvarende energikilder i en medlemsstat.
b)
Ved beregningen af det endelige energiforbrug i transportsektoren skal de værdier for transportbrændstoffernes energiindhold, som er angivet i bilag III, anvendes. Til bestemmelse af energiindholdet i transportbrændstoffer, der ikke er medtaget i bilag III, anvender medlemsstaterne Den Europæiske Standardiseringsorganisations (ESO) relevante standarder til bestemmelse af brændstoffers brændværdi. I tilfælde, hvor der ikke er vedtaget ESO-standarder til dette formål, anvender medlemsstaterne de relevante standarder fra Den Internationale Standardiseringsorganisation (ISO).
5.   Andelen af energi fra vedvarende energikilder beregnes som det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder divideret med det endelige bruttoenergiforbrug fra alle energikilder udtrykt i procent.
Med henblik på dette stykkes første afsnit tilpasses den i denne artikels stk. 1, første afsnit, omhandlede sum i overensstemmelse med artikel 8, 10, 12 og 13.
Ved beregningen af en medlemsstats endelige bruttobruttoenergiforbrug med henblik på at måle, om den overholder målene og det vejledende forløb i dette direktiv, betragtes energiforbruget inden for luftfarten som udgørende højst 6,18 % udtrykt som en andel af den pågældende medlemsstats endelige bruttoenergiforbrug. For Cypern og Maltas vedkommende betragtes energiforbruget inden for luftfarten, udtrykt som andel af disse medlemsstaters endelige bruttoenergiforbrug, som udgørende højst 4,12 %.
6.   Der anvendes den samme metode og de samme definitioner ved beregningen af andelen af energi fra vedvarende energikilder som i forordning (EF) nr. 1099/2008.
Medlemsstaterne sikrer, at der er sammenhæng mellem de statistiske oplysninger, der anvendes til beregning af disse sektorspecifikke og samlede andele, og de statistiske oplysninger, der indberettes til Kommissionen i henhold til nævnte forordning.
Artikel 8
EU-platform for udvikling af vedvarende energi og statistiske overførsler mellem medlemsstater
1.   Medlemsstaterne kan aftale statistisk overførsel af en nærmere angivet mængde energi fra vedvarende energikilder fra en medlemsstat til en anden medlemsstat. Den overførte mængde skal:
a)
fratrækkes den mængde energi fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelen af vedvarende energi i den medlemsstat, der foretager overførslen med henblik på dette direktiv, og
b)
lægges til den mængde energi fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelen af vedvarende energi i den medlemsstat, der accepterer overførslen med henblik på dette direktiv.
2.   For at lette opfyldelsen af det i dette direktivs artikel 3, stk. 1, fastsatte EU-mål og af de enkelte medlemsstaters bidrag til dette mål i overensstemmelse med dette direktivs artikel 3, stk. 2, og for at lette statistiske overførsler i overensstemmelse med nærværende artikels stk. 1 opretter Kommissionen en EU-platform for udvikling af vedvarende energi (»URDP«). Medlemsstaterne kan frivilligt indgive årlige data til URDP om deres nationale bidrag til EU- målet for 2030 eller et eventuelt benchmark, der er fastsat for overvågning af fremskridtene i forordning (EU) 2018/1999, herunder den forventede manglende eller overskydende opfyldelse af deres bidrag, samt en angivelse af den pris ved hvilken de vil acceptere at overføre en eventuel overskydende produktion af energi fra vedvarende energikilder fra eller til en anden medlemsstat. Prisen for sådanne overførsler vil blive fastsat i det enkelte tilfælde på grundlag af URDP-mekanismen for matchning af udbud og efterspørgsel.
3.   Kommissionen sikrer, at URDP er i stand til at matche udbud og efterspørgsel for mængder af energi fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelen af vedvarende energi i en medlemsstat, på grundlag af priser eller andre kriterier, der fastsættes af den medlemsstat, som accepterer overførslen.
Kommissionen har beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 32 med henblik på at supplere dette direktiv ved at oprette URDP og fastsætte betingelserne for at afslutte transaktioner som omhandlet i stk. 5.
4.   Ordningerne i stk. 1 og 2 kan have en varighed af et eller flere kalenderår. Sådanne ordninger meddeles Kommissionen eller afsluttes på URDP senest 12 måneder efter udgangen af hvert enkelt af de år, hvori de er gyldige. De oplysninger, der sendes til Kommissionen, skal omfatte mængde og pris for den energi, det drejer sig om. For så vidt angår overførsler, som afsluttes på URDP, vil kun oplysninger om de deltagende parter og om den pågældende overførsel af disse transaktioner blive offentliggjort.
5.   En overførsel træder i kraft, når alle de medlemsstater, der deltager i overførslen, har anmeldt den til Kommissionen, eller alle clearingbetingelserne er opfyldt på URDP, alt efter hvad der er tilfældet.
Artikel 9
Fælles projekter mellem medlemsstaterne
1.   To eller flere medlemsstater kan samarbejde om alle typer af fælles projekter vedrørende produktionen af elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder. Dette samarbejde kan involvere private operatører.
2.   Medlemsstaterne giver Kommissionen underretning om den andel eller mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder produceret af fælles projekter på deres område, der er sat i drift efter 25. juni 2009 eller som følge af en kapacitetsforøgelse i anlæg, der er blevet renoveret efter denne dato, som skal betragtes som et bidrag til opfyldelse af andelen af vedvarende energi i en anden medlemsstat med henblik på måling af overholdelse af kravene i dette direktiv.
3.   Underretningen i stk. 2 skal:
a)
beskrive det foreslåede anlæg eller angive det renoverede anlæg
b)
præcisere, hvilken andel eller mængde af den elektricitet, opvarmning eller køling, der produceres i anlægget, der skal betragtes som bidrag til opfyldelsen af den anden medlemsstats andel af vedvarende energi
c)
oplyse, hvilken medlemsstat der drager nytte af underretningen, og
d)
præcisere det tidsrum i hele kalenderår, hvor den elektricitet, opvarmning eller køling, der produceres i anlægget fra vedvarende energikilder, skal betragtes som bidrag til opfyldelsen af den anden medlemsstats andel af vedvarende energi.
4.   Varigheden af et fælles projekt som omhandlet i denne artikel kan gå ud over 2030.
5.   En underretning, der gives i henhold til denne artikel, må ikke ændres eller trækkes tilbage, uden at den medlemsstat, der giver underretningen, og den medlemsstat, der er angivet i henhold til stk. 3, litra c), er enige herom.
6.   Kommissionen letter på anmodning af de berørte medlemsstater oprettelsen af fælles projekter mellem medlemsstaterne, navnlig via teknisk assistance og projektudviklingsassistance med henblik herpå.
Artikel 10
Virkningerne af fælles projekter mellem medlemsstaterne
1.   Inden tre måneder efter udgangen af hvert år inden for det tidsrum, der er angivet i artikel 9, stk. 3, litra d), udsender den medlemsstat, der har givet den i artikel 9 omhandlede underretning, en underretningsskrivelse med angivelse af:
a)
den samlede mængde elektricitet, opvarmning eller køling, der i løbet af året er produceret fra vedvarende energikilder af det anlæg, som den i artikel 9 omhandlede underretning handler om, og
b)
den mængde elektricitet, opvarmning eller køling, der i løbet af året er produceret fra vedvarende energikilder af det pågældende anlæg, og som skal bidrage til opfyldelsen af en anden medlemsstats andel af vedvarende energi i overensstemmelse med underretningen.
2.   Den underrettende medlemsstat indgiver underretningsskrivelsen til den medlemsstat, som underretningen er givet til fordel for, og til Kommissionen.
3.   Med henblik på dette direktiv skal den mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, der er givet underretning om i overensstemmelse med stk. 1, litra b):
a)
trækkes fra den mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelen af vedvarende energi i den medlemsstat, der har udsendt underretningsskrivelsen i henhold til stk. 1, og
b)
lægges til den mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelen af vedvarende energi i den medlemsstat, der har modtaget underretningsskrivelsen i henhold til stk. 2.
Artikel 11
Fælles projekter mellem medlemsstaterne og tredjelande
1.   En eller flere medlemsstater kan samarbejde med et eller flere tredjelande om alle typer af fælles projekter vedrørende produktion af elektricitet fra vedvarende energikilder. Dette samarbejde kan involvere private operatører og skal foregå under fuld overholdelse af folkeretten.
2.   Elektricitet fra vedvarende energikilder, der produceres i et tredjeland, tages kun i betragtning med henblik på at beregne medlemsstaternes andele af vedvarende energi, hvis følgende betingelser er opfyldt:
a)
elektriciteten forbruges i Unionen, hvilken betingelse anses for opfyldt, hvis:
i)
en mængde elektricitet svarende til den elektricitet, der er medregnet, er blevet fast nomineret til den tildelte sammenkoblingskapacitet af alle ansvarlige transmissionssystemoperatører i oprindelseslandet, bestemmelseslandet og, hvor det er relevant, hvert transittredjeland
ii)
en mængde elektricitet svarende til den elektricitet, der er medregnet, er blevet fast registreret på listen over balancer af den ansvarlige transmissionssystemoperatør på EU-siden af en samkøringslinje, og
iii)
den nominerede kapacitet og produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder i anlægget omhandlet i litra b) henviser til samme tidsrum
b)
elektriciteten produceres på et anlæg, som er blevet sat i drift efter den 25. juni 2009, eller gennem udvidet kapacitet på et anlæg, der er blevet renoveret efter denne dato, i henhold til et fælles projekt som omhandlet i stk. 1
c)
mængden af produceret og eksporteret elektricitet har ikke fået anden støtte fra en støtteordning i et tredjeland end investeringsstøtte til anlægget, og
d)
elektriciteten er produceret i overensstemmelse med folkeretten i et tredjeland, der har undertegnet Europarådets konvention til beskyttelse af menneskerettigheder og grundlæggende frihedsrettigheder eller andre internationale konventioner eller traktater om menneskerettigheder.
3.   Med henblik på stk. 4 kan medlemsstaterne anmode Kommissionen om, at der tages hensyn til elektricitet fra vedvarende energikilder produceret og forbrugt i et tredjeland i forbindelse med etableringen af en samkøringslinje med en meget lang gennemførelsestid mellem en medlemsstat og et tredjeland, hvor følgende betingelser er opfyldt:
a)
Etableringen af samkøringslinjen var påbegyndt senest den 31. december 2026.
b)
Det er ikke muligt at sætte samkøringslinjen i drift senest den 31. december 2030.
c)
Det er muligt at sætte samkøringslinjen i drift senest den 31. december 2032.
d)
Efter at samkøringslinjen er sat i drift, vil den blive anvendt til eksport til Unionen af elektricitet fra vedvarende energikilder i overensstemmelse med stk. 2.
e)
Anmodningen vedrører et fælles projekt, der opfylder kriterierne i stk. 2, litra b) og c), og som vil benytte samkøringslinjen, efter at den er sat i drift, og en mængde elektricitet, der ikke overstiger den mængde, der vil blive eksporteret til Unionen, efter at samkøringslinjen er sat i drift.
4.   Kommissionen underrettes om den andel eller mængde elektricitet produceret på et hvilket som helst anlæg på et tredjelands område, som skal indgå i en eller flere medlemsstaters andel af vedvarende energi med henblik på dette direktiv. Når mere end én medlemsstat er berørt, underrettes Kommissionen om fordelingen af denne andel eller mængde mellem medlemsstaterne. Denne andel eller mængde må ikke overstige den andel eller mængde, der faktisk eksporteres til og forbruges i Unionen, skal svare til den mængde, der er nævnt i stk. 2, litra a), nr. i) og ii), og skal opfylde betingelserne i nævnte stykkes litra a). Underretningen udarbejdes af hver medlemsstat, til hvis nationale overordnede mål andelen eller mængden af elektricitet medregnes.
5.   Underretningen i stk. 4 skal:
a)
beskrive det foreslåede anlæg eller angive det renoverede anlæg
b)
præcisere den andel eller mængde elektricitet produceret i anlægget, der skal betragtes som bidrag til opfyldelsen af en medlemsstats andel af vedvarende energi, såvel som de tilhørende finansielle ordninger under overholdelse af fortrolighedskrav
c)
præcisere det tidsrum i hele kalenderår, hvor elektriciteten skal anses for at bidrage til medlemsstatens andel af vedvarende energi, og
d)
indeholde en skriftlig anerkendelse af litra b) og c) fra det tredjeland, på hvis område anlægget skal sættes i drift, og angive, hvilken andel eller mængde af den elektricitet, der produceres af anlægget, tredjelandet selv vil forbruge indenlandsk.
6.   Varigheden af et fælles projekt som omhandlet i denne artikel kan gå ud over 2030.
7.   En underretning, der gives i henhold til denne artikel, må kun ændres eller trækkes tilbage, såfremt at den medlemsstat, der giver underretningen, og det tredjeland, der har anerkendt det fælles projekt i overensstemmelse med stk. 5, litra d), er enige herom.
8.   Medlemsstaterne og Unionen tilskynder Energifællesskabets relevante organer til i overensstemmelse med energifællesskabstraktaten at træffe de foranstaltninger, der er nødvendige for, at de kontraherende parter kan anvende dette direktivs bestemmelser om samarbejde mellem medlemsstater.
Artikel 12
Virkninger af fælles projekter mellem medlemsstaterne og tredjelande
1.   Inden 12 måneder efter udgangen af hvert år inden for det tidsrum, der er angivet i artikel 11, stk. 5, litra c), udsteder den underrettende medlemsstat en underretningsskrivelse med angivelse af:
a)
den samlede mængde elektricitet, der i løbet af året er produceret fra vedvarende energikilder af det anlæg, som den i artikel 11 omhandlede underretning handler om
b)
den mængde elektricitet, der i løbet af året er produceret fra vedvarende energikilder af det pågældende anlæg, og som skal bidrage til opfyldelsen af dens andel af vedvarende energi i overensstemmelse med den i artikel 11 omhandlede underretnings vilkår, og
c)
dokumentation for opfyldelsen af betingelserne i artikel 11, stk. 2.
2.   Den i stk. 1 omhandlede medlemsstat indgiver underretningsskrivelsen til Kommissionen og til det tredjeland, der har anerkendt projektet i overensstemmelse med artikel 11, stk. 5, litra d).
3.   Med henblik på at beregne andelene af vedvarende energi i henhold til dette direktiv skal den mængde elektricitet fra vedvarende energikilder, der er givet underretning om i overensstemmelse med stk. 1, litra b), lægges til den mængde energi fra vedvarende energikilder, der tages i betragtning ved beregningen af andelene af vedvarende energi i den medlemsstat, der har udstedt underretningsskrivelsen.
Artikel 13
Fælles støtteordninger
1.   Uden at det berører medlemsstaternes forpligtelser i henhold til artikel 5, kan to eller flere medlemsstater beslutte på frivillig basis at sammenlægge eller delvist koordinere deres nationale støtteordninger. I sådanne tilfælde kan en vis mængde energi fra vedvarende energikilder produceret på en af de deltagende medlemsstaters område bidrage til opfyldelsen af en anden deltagende medlemsstats andel af vedvarende energi, forudsat at de pågældende medlemsstater:
a)
foretager en statistisk overførsel af nærmere angivne mængder energi fra vedvarende energikilder fra en medlemsstat til en anden i overensstemmelse med artikel 8 eller
b)
fastsætter en fordelingsregel, som de deltagende medlemsstater er enige i, og som fordeler mængder af energi fra vedvarende energikilder mellem de deltagende medlemsstater.
En fordelingsregel som omhandlet i første afsnit, litra b), meddeles Kommissionen senest tre måneder efter udgangen af det første år, hvor den er gyldig.
2.   Inden tre måneder efter udgangen af hvert år skal hver medlemsstat, der har givet underretning i henhold til stk. 1, andet afsnit, udstede en underretningsskrivelse, der fastslår den samlede mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, der er produceret i løbet af det år, som skal være omfattet af fordelingsreglen.
3.   For at beregne andelene af vedvarende energi i henhold til dette direktiv skal den mængde elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, der gives underretning om i overensstemmelse med stk. 2, omfordeles mellem de berørte medlemsstater i overensstemmelse med den meddelte fordelingsregel.
4.   Kommissionen udbreder retningslinjer og bedste praksis og letter, på anmodning af de berørte medlemsstater, oprettelsen af fælles støtteordninger mellem medlemsstaterne.
Artikel 14
Kapacitetsforøgelser
Med henblik på artikel 9, stk. 2, og artikel 11, stk. 2, litra b), behandles enheder af energi fra vedvarende energikilder, der kan tilskrives en forøgelse af kapaciteten på et anlæg, som om de var produceret af et særskilt anlæg, der blev sat i drift på det tidspunkt, hvor kapacitetsforøgelsen skete.
Artikel 15
Administrative procedurer, forskrifter og reglementer
1.   Medlemsstaterne sikrer, at eventuelle nationale regler om godkendelses-, certificerings- og licensprocedurer, der anvendes på anlæg og tilknyttede transmissions- og distributionsnet til produktion af elektricitet, opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder, og på processen for forarbejdning af biomasse til biobrændstoffer, flydende biobrændsler, biomassebrændsler eller andre energiprodukter og til vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, er forholdsmæssige og nødvendige og bidrager til gennemførelse af princippet »energieffektivitet først«.
Medlemsstaterne tager navnlig passende skridt til at sikre. at:
a)
de administrative procedurer strømlines og fremskyndes på det rette administrative niveau, og at der fastsættes forudsigelige tidsrammer for procedurerne som omhandlet i første afsnit
b)
reglerne om godkendelse, certificering og licensudstedelse er objektive, gennemsigtige og forholdsmæssige, ikke diskriminerer mellem ansøgere og tager fuldt hensyn til de særlige træk ved individuelle teknologier til vedvarende energi
c)
de administrative omkostninger, der betales af forbrugere, planlæggere, arkitekter, entreprenører og udstyrs- og systeminstallatører, er gennemsigtige og omkostningsrelaterede, og
d)
der opstilles forenklede og mindre byrdefulde godkendelsesprocedurer, herunder en procedure for simpel underretning, for decentrale anlæg og for produktion og lagring af energi fra vedvarende energikilder.
2.   Medlemsstaterne definerer klart eventuelle tekniske specifikationer, der skal opfyldes af udstyr og systemer til vedvarende energi, for at de kan være omfattet af støtteordninger. Hvis der findes europæiske standarder, herunder miljømærker, energimærker og andre tekniske referencesystemer opstillet af europæiske standardiseringsorganer, skal de tekniske specifikationer bygge på disse standarder. Sådanne tekniske specifikationer må ikke foreskrive, hvor udstyret og systemerne skal certificeres, og må ikke hindre det indre markeds korrekte funktion.
3.   Medlemsstaterne sikrer, at deres kompetente myndigheder på nationalt, regionalt og lokalt niveau indfører bestemmelser om integration og udbredelse af vedvarende energi, herunder til VE-egetforbrug og VE-fællesskaber, og anvendelse af uundgåelig overskudsvarme og -kulde i forbindelse med planlægning, herunder tidlig fysisk planlægning, udformning, opførelse og renovering af byinfrastruktur, industri-, forretnings- eller beboelseskvarterer og energiinfrastruktur, herunder elektricitet, fjernvarme og fjernkøling, naturgas og alternative brændselsnet. Medlemsstaterne tilskynder navnlig lokale og regionale administrative organer til at medtage opvarmning og køling fra vedvarende energikilder i planlægningen af byinfrastruktur, hvor det er hensigtsmæssigt, og høre netoperatørerne for at afspejle indvirkningen af programmer for energieffektivitet og efterspørgselsreaktion samt specifikke bestemmelser om VE-egetforbrug og VE-fællesskaber på operatørernes planer for infrastrukturudvikling.
4.   Medlemsstaterne indfører passende foranstaltninger i deres byggeforskrifter og reglementer til at øge andelen af alle former for energi fra vedvarende energikilder i byggesektoren.
Medlemsstaterne kan ved indførelsen af sådanne foranstaltninger eller i deres støtteordninger, hvor det er relevant, tage hensyn til nationale foranstaltninger knyttet til væsentlige forøgelser af VE-egetforbrug, lokal energilagring og energieffektivitet vedrørende kraftvarmeproduktion og vedrørende passiv energi-, lavenergi- eller nulenergibygninger.
Medlemsstaterne indfører i deres byggeforskrifter og -reglementer eller på anden måde, der har en tilsvarende virkning, et krav om, at der skal anvendes et vist minimum af energi fra vedvarende energikilder i nye bygninger og i eksisterende bygninger, der skal gennemrenoveres, for så vidt dette er teknisk, funktionelt og økonomisk gennemførligt og afspejler resultaterne af den beregning af det omkostningsoptimale niveau, der foretages i medfør af artikel 5, stk. 2, i direktiv 2010/31/EU for så vidt dette ikke har negativ indvirkning på kvaliteten af indeluften. Medlemsstaterne tillader, at disse mindstekrav blandt andet kan opfyldes ved hjælp af effektiv fjernvarme og fjernkøling, der er produceret ved anvendelse af en væsentlig andel af vedvarende energi og overskudsvarme og -kulde.
Kravene i første afsnit finder anvendelse på de væbnede styrker, dog kun i det omfang deres anvendelse ikke strider mod karakteren af og det primære formål med de væbnede styrkers aktiviteter, og med undtagelse af materiel, der udelukkende anvendes til militære formål.
5.   Medlemsstaterne sikrer, at nye offentlige bygninger og eksisterende offentlige bygninger, der skal gennemrenoveres på nationalt, regionalt og lokalt plan, danner forbillede i forbindelse med dette direktiv fra den 1. januar 2012 og fremefter. Medlemsstaterne kan bl.a. tillade, at denne forpligtelse opfyldes ved at overholde bestemmelserne om næsten energineutrale bygninger direktiv 2010/31/EU, eller ved at bestemme, at taget på offentlige bygninger eller blandede privat-offentlige bygninger kan anvendes af tredjeparter til installation af anlæg, der producerer energi fra vedvarende energikilder.
6.   Med hensyn til deres byggeforskrifter og -reglementer fremmer medlemsstaterne anvendelsen af systemer og udstyr til vedvarende opvarmning og køling, som opnår en betydelig reduktion i energiforbruget. Med henblik herpå anvender medlemsstaterne, hvor sådanne eksisterer, energi- eller miljømærker eller andre passende certifikater eller standarder, der er udviklet på nationalt plan eller EU-plan, og sikrer, at der er tilstrækkelig information og rådgivning om vedvarende, yderst energieffektive alternativer samt eventuelle finansielle instrumenter og incitamenter til rådighed i tilfælde af udskiftning, med henblik på at fremme en øget udskiftningsrate for gamle varmesystemer og øget omstilling til løsninger baseret på vedvarende energi i overensstemmelse med direktiv 2010/31/EU.
7.   Medlemsstaterne foretager en vurdering af deres potentiale, hvad angår energi fra vedvarende energikilder og anvendelse af overskudsvarme og -kulde i varme- og kølesektoren. Denne vurdering skal, hvor det er relevant, omfatte fysisk analyse af egnede områder, hvor udbredelse kan ske med lav miljørisiko, og muligheden for mindre projekter for husholdninger og skal indgå i den anden omfattende vurdering, der kræves i henhold til artikel 14, stk. 1, i direktiv 2012/27/EU for første gang senest den 31. december 2020 og derefter i ajourføringerne af de omfattende vurderinger.
8.   Medlemsstaterne vurderer de reguleringsmæssige og administrative hindringer for langfristede VE-elkøbsaftaler og fjerner uberettigede hindringer og letter udbredelsen af sådanne aftaler. Medlemsstaterne sikrer, at disse aftaler ikke er omfattet af uforholdsmæssige eller diskriminerende procedurer eller gebyrer.
Medlemsstaterne skal beskrive politikker og foranstaltninger, der letter udbredelsen af VE-elkøbsaftaler, i de integrerede nationale energi- og klimaplaner og de efterfølgende statusrapporter i henhold til forordning (EU) 2018/1999.
Artikel 16
Tilrettelæggelse og varighed af tilladelsesprocessen
1.   Medlemsstaterne opretter eller udpeger et eller flere kontaktpunkter. På anmodning af ansøgeren skal disse kontaktpunkter vejlede om og lette hele den administrative proces for ansøgning om og tildeling af tilladelse. En ansøger behøver kun at kontakte ét kontaktpunkt for hele den administrative proces. Tilladelsesprocessen omfatter de relevante administrative tilladelser til at opføre, foretage repowering af og drive anlæg med henblik på produktion af energi fra vedvarende energikilder samt de aktiver, der er nødvendige for deres tilslutning til nettet. Tilladelsesprocessen omfatter alle procedurer, lige fra kvittering for modtagelse af ansøgningen til fremsendelse af resultaterne af proceduren omhandlet i stk. 2.
2.   Kontaktpunktet vejleder ansøgeren om den administrative ansøgningsproces på en gennemsigtig måde, frem til de ansvarlige myndigheder træffer en eller flere afgørelser ved slutningen af processen, forsyner ansøgeren med alle nødvendige oplysninger og inddrager andre administrative myndigheder, hvor det er relevant. Ansøgerne skal også kunne fremsende relevante dokumenter i digital form.
3.   Kontaktpunktet stiller en procedurehåndbog til rådighed for initiativtagere til projekter til produktion af vedvarende energi, som også udtrykkelig omhandler mindre projekter og VE-egenforbrugeres projekter, og gør også disse oplysninger tilgængelige online. Onlineoplysningerne angiver det kontaktpunkt, der er relevant for ansøgerens ansøgning. Hvis medlemsstaten beslutter at have mere end et kontaktpunkt, angiver onlineoplysningerne det kontaktpunkt, der er relevant for ansøgerens ansøgning.
4.   Tilladelsesprocessen i stk. 1 må ikke overstige to år for procedurer, der gælder for kraftværker, herunder alle relevante kompetente myndigheders procedurer, jf. dog stk. 7. Hvor dette er behørigt begrundet i usædvanlige omstændigheder, kan denne etårsperiode forlænges med op til et år.
5.   For anlæg med en elkapacitet på under 150 kW må tilladelsesprocessen ikke overstige et år, jf. dog stk. 7. Hvor dette er behørigt begrundet i usædvanlige omstændigheder, kan denne periode forlænges med op til et år.
Medlemsstaterne sikrer, at ansøgere har adgang til enkle og tilgængelige procedurer for bilæggelse af tvister om tilladelsesprocesser og udstedelse af tilladelse til at bygge og drive anlæg for vedvarende energi, herunder, hvor det er relevant, alternative tvistbilæggelsesmekanismer.
6.   Medlemsstaterne letter repowering af eksisterende anlæg for vedvarende energi ved at sikre en forenklet og hurtig tilladelsesproces. Varigheden af denne proces må ikke overstige et år.
Hvor dette er behørigt begrundet i usædvanlige omstændigheder, såsom i tvingende sikkerhedsmæssige grunde, hvor repoweringprojektet har en væsentlig indvirkning på nettet eller anlæggets oprindelige kapacitet, størrelse eller ydeevne, kan denne etårsperiode forlænges med op til et år.
7.   De frister, der er fastsat i denne artikel, finder anvendelse, uden at det berører forpligtelser i henhold til gældende EU-miljøret til søgsmål, retsmidler og andre sager ved en domstol eller ret og til alternative tvistbilæggelsesmekanismer, herunder klageprocedurer og udenretslige klager og midler, og kan forlænges med varigheden af sådanne procedurer.
8.   Medlemsstaterne kan fastsætte en procedure for simpel underretning med henblik på nettilslutninger for repoweringprojekter som omhandlet i artikel 17, stk. 1. Hvor medlemsstaterne gør dette, skal repowering tillades efter indgivelse af en underretning herom til den ansvarlige myndighed, hvor der ikke forventes negative miljømæssige eller arbejdsmarkedsmæssige virkninger af betydning. Denne myndighed træffer afgørelse senest seks måneder efter modtagelsen af underretningen, hvorvidt denne er fyldestgørende.
Hvis den relevante myndighed beslutter, at underretningen er fyldestgørende, udsteder den automatisk tilladelsen. Hvis denne myndighed beslutter, at underretningen ikke er fyldestgørende, skal der ansøges om en ny tilladelse, og tidsfristerne i stk. 6 finder anvendelse.
Artikel 17
Procedure for simpel underretning for nettilslutninger
1.   Medlemsstaterne indfører en procedure for simpel underretning for nettilslutninger, hvorefter VE-egenforbrugeres anlæg eller aggregerede produktionsenheder og vedvarende energi demonstrationsprojekter med en elkapacitet, der er lig med eller mindre end 10,8 kW, eller tilsvarende for andre tilslutninger end trefasetilslutninger, skal tilsluttes nettet efter indgivelse af en underretning til distributionssystemoperatøren.
Distributionssystemoperatøren kan inden for en begrænset periode efter underretningen beslutte at afvise den begærede nettilslutning eller foreslå et alternativt nettilslutningspunkt med berettiget begrundelse i sikkerhedsmæssige betænkeligheder eller systemkomponenters tekniske inkompatibilitet. I tilfælde af en positiv beslutning fra distributionssystemoperatøren eller i mangel af en beslutning fra denne inden for en måned efter underretningen kan anlægget eller den aggregerede produktionsenhed tilsluttes.
2.   Medlemsstaterne kan tillade en procedure for simpel underretning for anlæg eller aggregerede produktionsenheder med en elkapacitet på over 10,8 kW og op til 50 kW, forudsat at nettets stabilitet, pålidelighed og sikkerhed opretholdes.
Artikel 18
Oplysning og uddannelse
1.   Medlemsstaterne sikrer, at oplysninger om støtteforanstaltninger stilles til rådighed for alle relevante aktører, såsom forbrugere, herunder udsatte lavindkomstforbrugere, VE-egenforbrugere, VE-fællesskaber, entreprenører, installatører, arkitekter, leverandører af udstyr og systemer til opvarmning, køling og elektricitet, og leverandører af køretøjer, der er forenelige med brugen af vedvarende energi og af intelligente transportsystemer.
2.   Medlemsstaterne sikrer, at oplysninger om nettofordele, omkostninger og energieffektivitet i forbindelse med udstyr og systemer til anvendelse af opvarmning, køling og elektricitet fra vedvarende energikilder stilles til rådighed enten af leverandøren af udstyret eller systemet eller af de kompetente myndigheder.
3.   Medlemsstaterne sikrer, at certificeringsordninger eller tilsvarende kvalificeringsordninger er til rådighed for installatører af små biomassekedler og -ovne, solcellesystemer og solvarmesystemer, systemer til overfladenær udnyttelse af geotermisk energi og varmepumper. Disse ordninger kan efter behov tage hensyn til eksisterende ordninger og strukturer og skal være baseret på de kriterier, der er fastlagt i bilag IV. Hver medlemsstat anerkender certificeringer, der er givet af andre medlemsstater i overensstemmelse med disse kriterier.
4.   Medlemsstaterne stiller informationer om certificeringsordninger eller tilsvarende kvalificeringsordninger, der er omhandlet i stk. 3, til rådighed for offentligheden. Medlemsstaterne kan også stille listen over installatører, der er kvalificerede eller certificerede i overensstemmelse med stk. 3, til rådighed for offentligheden.
5.   Medlemsstaterne sikrer, at der stilles rådgivning til rådighed for alle relevante aktører, navnlig for planlæggere og arkitekter, så disse er i stand til behørigt at overveje den optimale kombination af energi fra vedvarende energikilder, højeffektive teknologier og fjernvarme og fjernkøling ved planlægning, udformning, opførelse og renovering af industri-, forretnings- eller beboelsesområder.
6.   Medlemsstaterne udvikler, om nødvendigt med deltagelse af de lokale og regionale myndigheder, passende informations-, bevidstgørelses-, rådgivnings- eller uddannelsesprogrammer med henblik på orientering af borgerne om, hvordan de udøver deres rettigheder som aktive forbrugere, og om fordele og praktiske spørgsmål, herunder tekniske og finansielle aspekter, i forbindelse med udvikling og anvendelse af energi fra vedvarende energikilder, inklusive ved VE-egetforbrug eller inden for rammerne af VE-fællesskaber.
Artikel 19
Oprindelsesgaranti for energi fra vedvarende energikilder
1.   For over for slutkunden at påvise andelen eller mængden af energi fra vedvarende energikilder i en energileverandørs energimiks og i den energi, som leveres til forbrugere i henhold til kontrakter, som markedsføres med henvisning til forbrug af energi fra vedvarende energikilder, sikrer medlemsstaterne, at oprindelsen af energi fra vedvarende energikilder kan garanteres som sådan i den i dette direktiv anvendte betydning efter objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier.
2.   Til dette formål sikrer medlemsstaterne, at en oprindelsesgaranti udstedes som svar på en anmodning fra en producent af energi fra vedvarende energikilder, medmindre medlemsstaterne med henblik på at tage oprindelsesgarantiens markedsværdi i betragtning beslutter ikke at udstede en sådan oprindelsesgaranti til en producent, som modtager finansiel støtte fra en støtteordning. Medlemsstaterne kan sørge for, at oprindelsesgarantier udstedes for energi fra ikkevedvarende energikilder. I forbindelse med udstedelsen af oprindelsesgarantier kan der gælde en minimumskapacitetsgrænse. En oprindelsesgaranti skal være af standardstørrelsen 1 MWh. Der udstedes ikke mere end én oprindelsesgaranti for hver produceret energienhed.
Medlemsstaterne sikrer, at samme energienhed fra vedvarende energikilder kun tages i betragtning én gang.
Medlemsstaterne sikrer, at når en producent modtager finansiel støtte fra en støtteordning, tages oprindelsesgarantiens markedsværdi for samme produktion i betragtning på passende vis i den relevante støtteordning.
Det formodes, at oprindelsesgarantiens markedsværdi er blevet taget i betragtning på passende vis i ethvert af følgende tilfælde:
a)
hvor finansiel støtte ydes via en udbudsprocedure eller et omsætteligt grønt certificeringssystem
b)
hvor oprindelsesgarantiernes markedsværdi tages administrativt i betragtning i niveauet af finansiel støtte, eller
c)
hvor oprindelsesgarantierne ikke udstedes direkte til producenten, men til en leverandør eller forbruger, der køber energien fra vedvarende energikilder enten i et konkurrencepræget miljø eller i en langsigtet VE-elkøbsaftale.
For at tage oprindelsesgarantiens markedsværdi i betragtning kan medlemsstaterne bl.a. beslutte at udstede en oprindelsesgaranti til producenten og straks annullere den.
Oprindelsesgarantien har ingen funktion med hensyn til en medlemsstats overholdelse af artikel 3. Overførsler af oprindelsesgarantier, separat eller sammen med den fysiske energioverførsel, har ingen indflydelse på medlemsstaternes beslutning om at anvende statistiske overførsler, fælles projekter eller fælles støtteordninger med henblik på opfyldelse af artikel 3 eller på beregning af det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder i henhold til artikel 7.
3.   Med henblik på stk. 1 er oprindelsesgarantier gyldige i 12 måneder efter produktionen af den pågældende energienhed. Medlemsstaterne sikrer, at alle oprindelsesgarantier, som ikke er blevet annulleret, udløber senest 18 måneder efter produktionen af energienheden. Medlemsstaterne medtager udløbne oprindelsesgarantier i beregningen af deres restenergimiks.
4.   Med henblik på videregivelse af oplysninger som omhandlet i stk. 8 og 13 sikrer medlemsstaterne, at energiselskaber annullerer oprindelsesgarantierne senest seks måneder efter udløbet af oprindelsesgarantiens gyldighed.
5.   Medlemsstaterne eller de udpegede kompetente organer overvåger udstedelsen, overførslen og annulleringen af oprindelsesgarantier. De udpegede kompetente organer må ikke have overlappende geografiske ansvarsområder og skal være uafhængige af aktiviteter vedrørende produktion, handel og levering.
6.   Medlemsstaterne eller de kompetente udpegede organer indfører fornødne ordninger for at sikre, at oprindelsesgarantierne udstedes, overføres og annulleres elektronisk og er korrekte, pålidelige og sikret mod svindel. Medlemsstaterne og de udpegede kompetente organer sikrer, at de krav, som de pålægger, er i overensstemmelse med standard CEN — EN 16325.
7.   En oprindelsesgaranti skal som minimum specificere:
a)
den energikilde, fra hvilken energien er produceret, og begyndelses- og afslutningsdatoerne for produktionen
b)
om oprindelsesgarantien vedrører
i)
elektricitet eller
ii)
gas, herunder brint, eller
iii)
opvarmning eller køling
c)
navn, beliggenhed, type og kapacitet for det anlæg, hvor energien er produceret
d)
om anlægget har fået investeringsstøtte, og om energienheden på anden måde har nydt godt af en national støtteordning, samt støtteordningens art
e)
dato for, hvornår anlægget blev sat i drift, og
f)
udstedelsesdato og -land og et entydigt identifikationsnummer.
Forenklede oplysninger kan angives på oprindelsesgarantier fra anlæg på mindre end 50 kW.
8.   Hvor det kræves af en elektricitetsleverandør, at vedkommende påviser andelen eller mængden af energi fra vedvarende energikilder i sit energimiks med henblik på artikel 3, stk. 9, litra a), i direktiv 2009/72/EF, skal vedkommende gøre dette ved at anvende oprindelsesgarantien, bortset fra:
a)
den andel i vedkommendes energimiks, der svarer til eventuelle ikkesporede kommercielle tilbud, for hvilken leverandøren kan anvende restmikset, eller
b)
hvor en medlemsstat beslutter ikke at udstede oprindelsesgarantier til en producent, der modtager finansiel støtte fra en støtteordning.
Hvor medlemsstaterne har sørget for oprindelsesgarantier for andre former for energi, skal leverandørerne med henblik på videregivelse anvende den samme type oprindelsesgarantier som den leverede energi. Tilsvarende kan oprindelsesgarantier, der er oprettet i henhold til artikel 14, stk. 10, i direktiv 2012/27/EU, anvendes til at underbygge et eventuelt krav om at påvise mængden af elektricitet fra højeffektiv kraftvarmeproduktion. Med henblik på nærværende artikels stk. 2 kan der, når elektricitet er genereret fra højeffektiv kraftvarmeproduktion med anvendelse af vedvarende energikilder, kun udstedes én oprindelsesgaranti, der præciserer begge karakteristika.
9.   Medlemsstaterne anerkender oprindelsesgarantier, der er udstedt af andre medlemsstater i overensstemmelse med dette direktiv, udelukkende som dokumentation for de elementer, der er anført i stk. 1 og stk. 7, første afsnit, litra a)-f). En medlemsstat kan kun afslå at anerkende en oprindelsesgaranti, hvor den har begrundet tvivl om dens nøjagtighed, pålidelighed eller korrekthed. Medlemsstaten underretter Kommissionen om et sådant afslag og begrundelsen herfor.
10.   Hvis Kommissionen finder, at et afslag på at anerkende en oprindelsesgaranti er ubegrundet, kan den vedtage en beslutning, der pålægger den pågældende medlemsstat at anerkende den.
11.   Medlemsstaterne må ikke anerkende oprindelsesgarantier, der er udstedt af et tredjeland, medmindre Unionen har indgået en aftale med det pågældende tredjeland om gensidig anerkendelse af oprindelsesgarantier udstedt i Unionen og kompatible oprindelsesgarantiordninger, der er etableret i dette tredjeland, og kun hvor energi importeres og eksporteres direkte.
12.   En medlemsstat kan i overensstemmelse med EU-retten indføre objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier for anvendelsen af oprindelsesgarantier i overensstemmelse med forpligtelserne i artikel 3, stk. 9, i direktiv 2009/72/EF.
13.   Kommissionen vedtager en rapport med en vurdering af mulighederne for at indføre et EU-dækkende grønt mærke med henblik på at fremme anvendelsen af vedvarende energi fra nye anlæg. Leverandørerne anvender oplysningerne i oprindelsesgarantier til at påvise overholdelsen af kravene vedrørende et sådant mærke.
Artikel 20
Adgang til og drift af nettene
1.   Medlemsstaterne vurderer, når det er relevant, behovet for udvidelse af den bestående gasnetinfrastruktur for at lette inddragelsen af gas fra vedvarende energikilder.
2.   Medlemsstaterne pålægger, når det er relevant, transmissions- og distributionssystemoperatører på deres område at offentliggøre de tekniske forskrifter i overensstemmelse med artikel 8 i direktiv 2009/73/EF, navnlig hvad angår nettilslutningsregler, der omfatter gaskvalitets-, gaslugts- og gastrykskrav. Medlemsstaterne pålægger endvidere transmissions- og distributionssystemoperatører at offentliggøre tilslutningstarifferne i forbindelse med tilslutning af gas fra vedvarende energikilder baseret på gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier.
3.   Som resultat af deres vurdering, der er indeholdt i de integrerede nationale energi- og klimaplaner i overensstemmelse med bilag I til forordning (EU) 2018/1999 om nødvendigheden af at opbygge ny infrastruktur for fjernvarme og fjernkøling fra vedvarende energikilder med henblik på at nå det EU-mål, der er fastsat i dette direktivs artikel 3, stk. 1, tager medlemsstaterne, hvor det er relevant, de nødvendige skridt til at udvikle en fjernvarme- og fjernkølingsinfrastruktur, der egner sig til udvikling af produktion af opvarmning og køling fra store anlæg baseret på biomasse, solenergi, omgivelsesenergi og geotermisk energi samt overskudsvarme og -kulde.
Artikel 21
VE-egenforbrugere
1.   Medlemsstaterne sikrer, at forbrugerne har ret til at blive VE-egenforbrugere med forbehold af bestemmelserne i denne artikel.
2.   Medlemsstaterne sikrer, at VE-egenforbrugere, individuelt eller gennem aggregatorer, har ret til:
a)
at producere vedvarende energi, herunder til eget forbrug, at lagre og at sælge deres overskydende produktion af vedvarende elektricitet, herunder via VE-elkøbsaftaler, elleverandører og peer-to-peer-handelsordninger, uden at være underlagt:
i)
diskriminerende eller uforholdsmæssige procedurer og gebyrer og netgebyrer, som ikke afspejler omkostningerne, i forbindelse med den elektricitet, de forbruger fra eller tilfører nettet
ii)
diskriminerende eller uforholdsmæssige procedurer og nogen gebyrer eller afgifter i forbindelse med deres egenproducerede elektricitet fra vedvarende energikilder, som forbliver på deres lokalitet
b)
at installere og drive ellagringssystemer, som er kombineret med anlæg, der producerer vedvarende elektricitet til eget forbrug, uden ansvar for nogen dobbeltgebyrer, herunder netgebyrer for lagret elektricitet, som forbliver på deres lokalitet
c)
at opretholde deres rettigheder og forpligtelser som endelige forbrugere
d)
at modtage betaling, herunder eventuelt gennem støtteordninger, for egenproduceret vedvarende elektricitet leveret til nettet, der afspejler markedsværdien og kan tage hensyn til dens langsigtede værdi for nettet, miljøet og samfundet.
3.   Medlemsstaterne kan opkræve ikkediskriminerende og forholdsmæssige gebyrer og afgifter fra VE-egenforbrugere i forbindelse med deres egenproducerede vedvarende elektricitet, som forbliver på deres lokalitet, i et eller flere af følgende tilfælde:
a)
hvis den egenproducerede vedvarende elektricitet effektivt støttes gennem støtteordninger, kun i det omfang projektets økonomiske levedygtighed og den pågældende støttes incitamentvirkning ikke undergraves
b)
fra 1. december 2026, hvis den samlede andel af anlæg til eget forbrug overstiger 8 % af en medlemsstats samlede installerede elkapacitet, og hvis det er påvist ved en cost-benefit-analyse udført af denne medlemsstats nationale regulerende myndighed ved en åben, gennemsigtig og deltagelsesbaseret proces, at bestemmelsen i stk. 2, litra a), nr. ii), enten har resulteret i en betydelig uforholdsmæssig byrde for elsystemets finansielle bæredygtighed på lang sigt eller skaber et incitament, der går videre, end hvad der objektivt betragtet er nødvendigt for at opnå en omkostningseffektiv udnyttelse af vedvarende energikilder, og at en sådan byrde eller et sådant incitament ikke kan minimiseres ved at træffe andre rimelige foranstaltninger, eller
c)
hvis egenproducerede vedvarende elektricitet produceres i anlæg med en total installeret elkapacitet på over 30 kW.
4.   Medlemsstaterne sikrer, at VE-egenforbrugere, som befinder sig i samme bygning, herunder boligejendomme, har ret til i fællesskab at deltage i de i stk. 2 omhandlede aktiviteter, og at de er tilladt at foranstalte deling indbyrdes af vedvarende energi, der er produceret på stedet, med forbehold af gældende netgebyrer og andre relevante gebyrer, afgifter og skatter påhvilende hver enkelt VE-egenforbruger. Medlemsstaterne kan differentiere mellem individuelle VE-egenforbrugere og et fællesskab af VE-egenforbrugere. Enhver sådan forskellig behandling skal være forholdsmæssig og behørigt begrundet.
5.   VE-egenforbrugerens anlæg kan ejes af en tredjepart eller forvaltes af en tredjepart med hensyn til installation og drift, herunder måling, samt vedligeholdelse, forudsat at tredjeparten forbliver underlagt VE-egenforbrugerens instrukser. Tredjeparten betragtes ikke selv som en VE-egenforbruger.
6.   Medlemsstaterne indfører en befordrende ramme for at fremme og lette udviklingen af VE-egetforbrug på grundlag af en vurdering af de eksisterende ubegrundede hindringer for og potentialet i forbindelse med VE-egetforbrug på deres område og i deres energinet. Denne befordrende ramme skal bl.a.:
a)
behandle tilgængeligheden af VE-egetforbrug for alle slutkunder, herunder personer i lavindkomsthusholdninger eller sårbare husholdninger
b)
afhjælpe ubegrundede hindringer for finansieringen af projekter på markedet og foranstaltninger til at lette adgangen til finansiering
c)
afhjælpe andre ubegrundede reguleringsmæssige hindringer for VE-egetforbrug, herunder for lejere
d)
omhandle incitamenter til, at ejere af bygninger skaber muligheder for VE-egetforbrug, herunder for lejere
e)
give VE-egenforbrugere, for egenproduceret elektricitet fra vedvarende energikilder, som de leverer til nettet, ikkediskriminerende adgang til relevante ikraftværende støtteordninger såvel som til alle elmarkedssegmenter
f)
sikre, at VE-egenforbrugere bidrager på en fyldestgørende og afbalanceret måde til systemets samlede deling af omkostninger, når elektricitet tilføres nettet.
Medlemsstaterne medtager en sammenfattende redegørelse for politikkerne og foranstaltningerne i henhold til den befordrende ramme og en vurdering af gennemførelsen heraf i henholdsvis deres integrerede nationale energi- og klimaplaner og statusrapporter i overensstemmelse med forordning (EU) 2018/1999.
7.   Denne artikel berører ikke artikel 107 og 108 i TEUF.
Artikel 22
VE-fællesskaber
1.   Medlemsstaterne sikrer, at slutkunder, navnlig privatkunder, er berettiget til at deltage i et VE-fællesskab samtidig med, at de bevarer deres rettigheder eller forpligtelser som slutkunder, og uden at være underlagt urimelige eller diskriminerende betingelser eller procedurer, som vil kunne forhindre dem i at deltage i et VE-fællesskab, for private virksomheders vedkommende forudsat at deres deltagelse ikke udgør deres primære handels- eller erhvervsmæssige virksomhed.
2.   Medlemsstaterne sikrer, at VE-fællesskaber har ret til:
a)
at producere, forbruge, lagre og sælge vedvarende energi, herunder via VE-elkøbsaftaler
b)
inden for VE-fællesskabet at dele vedvarende energi, der produceres af de af VE-fællesskabet ejede produktionsenheder, med forbehold af de øvrige krav fastsat i denne artikel og under overholdelse af VE-fællesskabsmedlemmernes rettigheder og forpligtelser som kunder
c)
at få adgang til alle egnede energimarkeder, både direkte og gennem aggregering, på en ikkediskriminerende måde.
3.   Medlemsstaterne foretager en vurdering af de eksisterende hindringer for og potentialet til udvikling af VE-fællesskaber på deres område.
4.   Medlemsstaterne tilvejebringer en befordrende ramme for at fremme og lette udviklingen af VE-fællesskaber. Denne befordrende ramme sikrer bl.a.,
a)
at ubegrundede reguleringsmæssige og administrative hindringer for VE-fællesskaber fjernes
b)
at VE-fællesskaber, der leverer energi, yder aggregering eller andre kommercielle energitjenester, er underlagt de bestemmelser, der er relevante for sådanne aktiviteter
c)
at den relevante distributionssystemoperatør samarbejder med VE-fællesskaber for at lette energioverførsler inden for VE-fællesskaber
d)
at VE-fællesskaber er underlagt rimelige, forholdsmæssige og gennemsigtige procedurer, herunder registrerings- og licensudstedelsesprocedurer, og omkostningsrelaterede netgebyrer samt relevante gebyrer, afgifter og skatter, således at det sikres, at de bidrager på en fyldestgørende, rimelig og afbalanceret måde til systemets samlede deling af omkostninger i overensstemmelse med en gennemsigtig cost-benefit-analyse af distribuerede energikilder udarbejdet af de nationale kompetente myndigheder
e)
at VE-fællesskaber ikke er underlagt diskriminerende behandling for så vidt angår deres aktiviteter, rettigheder og forpligtelser som slutkunder, producenter, leverandører, distributionssystemoperatører eller som andre markedsdeltagere
f)
at deltagelse i VE-fællesskaber er tilgængelig for alle forbrugere, herunder personer i lavindkomsthusholdninger eller sårbare husholdninger
g)
at redskaber til at lette adgangen til finansiering og oplysninger er tilgængelige
h)
at der ydes reguleringsmæssig og kapacitetsopbyggende støtte til offentlige myndigheder i forbindelse med befordring og etablering af VE-fællesskaber og som hjælp til myndighedernes direkte deltagelse
i)
at regler er på plads for at sikre lige og ikkediskriminerende behandling af forbrugere, der deltager i VE-fællesskabet.
5.   De væsentligste elementer i den i stk. 4 omhandlede befordrende ramme og for dens gennemførelse indgår i ajourføringerne af medlemsstaternes integrerede nationale energi- og klimaplaner og statusrapporterne i medfør af forordning (EU) 2018/1999.
6.   Medlemsstaterne kan fastsætte, at VE-fællesskaber skal være åbne for grænseoverskridende deltagelse.
7.   Uden at dette berører artikel 107 og 108 i TEUF, tager medlemsstaterne hensyn til særlige forhold, der gør sig gældende for VE-fællesskaber, ved udformningen af støtteordninger, med henblik på at give dem mulighed for at konkurrere om støtte på lige vilkår med andre markedsdeltagere.
Artikel 23
Integration af vedvarende energi i opvarmning og køling
1.   For at fremme brugen af vedvarende energikilder i varme- og kølesektoren bestræber hver medlemsstat sig på at forhøje andelen af vedvarende energi i denne sektor med vejledende 1,3 procentpoint som et årligt gennemsnit beregnet for perioderne 2021-2025 og 2026-2030 med udgangspunkt i andelen af vedvarende energi i varme- og kølesektoren i 2020, udtrykt som den nationale andel af det endelige energiforbrug og beregnet i overensstemmelse med metoden i artikel 7, jf. dog nærværende artikels stk. 2. Denne forhøjelse begrænses til vejledende 1,1 procentpoint for medlemsstater, hvor overskudsvarme og -kulde ikke anvendes. Medlemsstaterne prioriterer de bedste tilgængelige teknologier, når det er relevant.
2.   Med henblik på stk. 1 kan hver medlemsstat ved beregningen af dens andel af vedvarende energi i varme- og kølesektoren, og dens årlige gennemsnitlige forhøjelse i overensstemmelse med stk. 1:
a)
medregne overskudsvarme og -kulde med op til 40 % af den gennemsnitlige årlige forhøjelse
b)
for så vidt dens andel af vedvarende energi i varme- og kølesektoren er over 60 %, anse en sådan andel for at opfylde den gennemsnitlige årlige forhøjelse, og
c)
for så vidt dens andel af vedvarende energi i varme- og kølesektoren er på over 50 % og op til 60 %, anse en sådan andel for at opfylde halvdelen af den gennemsnitlige årlige forhøjelse.
Når de træffer beslutninger om hvilke foranstaltninger, der skal vedtages for at udnytte vedvarende energikilder i varme- og kølesektoren, kan medlemsstaterne tage hensyn til omkostningseffektivitet, som afspejler strukturelle hindringer som følge af den høje andel af naturgas eller køling eller af en spredt bebyggelsesstruktur med lav befolkningstæthed.
Hvis disse foranstaltninger medfører en lavere gennemsnitlig årlig forhøjelse end den, der er omhandlet i denne artikels stk. 1, offentliggør medlemsstaterne den, f.eks. ved hjælp af deres nationale energi- og klimapolitiske statusrapporter i overensstemmelse med artikel 20 i forordning (EU) 2018/1999, og fremsender en begrundelse, herunder for valget af foranstaltninger som omhandlet i nærværende stykkes andet afsnit, til Kommissionen.
3.   På grundlag af objektive og ikkediskriminerende kriterier kan medlemsstaterne udarbejde og offentliggøre en liste over foranstaltninger og udpege og offentliggøre de gennemførende organer såsom brændstofleverandører eller offentlige eller erhvervsmæssige organer, der skal bidrage til den gennemsnitlige årlige forhøjelse, der er omhandlet i stk. 1.
4.   Medlemsstaterne kan gennemføre den gennemsnitlige årlige forhøjelse omhandlet i stk. 1 ved anvendelse af bl.a. en eller flere af følgende valgmuligheder:
a)
fysisk integration af vedvarende energi og overskudsvarme og -kulde i forsyningen af energi og energibrændsel til opvarmning og køling
b)
direkte afbødende foranstaltninger såsom installering af højeffektive VE-varme og -kølesystemer i bygninger eller brug af vedvarende energi eller overskudsvarme og -kulde i industrielle opvarmnings- og kølingsprocesser
c)
indirekte afbødende foranstaltninger, der er omfattet af omsættelige certifikater, som attesterer overholdelsen af den ved stk. 1 fastsatte forpligtelse i kraft af støtte til indirekte afbødende foranstaltninger, som udføres af en anden økonomisk aktør, såsom en uafhængig installatør af VE-teknologi eller et energitjenesteselskab, der udfører VE-installationstjenester
d)
andre politiske foranstaltninger med en tilsvarende virkning for at nå den gennemsnitlige årlige forhøjelse, der er omhandlet i stk. 1, herunder finanspolitiske foranstaltninger eller andre økonomiske incitamenter.
Når medlemsstaterne vedtager og gennemfører de foranstaltninger, der er omhandlet i første afsnit, tilstræber de, at foranstaltningerne er tilgængelige for alle forbrugere, navnlig personer i lavindkomsthusholdninger eller sårbare husholdninger, som ellers ikke ville have tilstrækkelige rede midler til at nyde godt af dem.
5.   Medlemsstaterne kan anvende de strukturer, som er etableret inden for rammerne af den nationale energispareforpligtelse, jf. artikel 7 i direktiv 2012/27/EU, til at gennemføre og overvåge de foranstaltninger, der er omhandlet i denne artikels stk. 3.
6.   Når enheder er udpeget i henhold til stk. 3, sikrer medlemsstaterne, at disse udpegede enheders bidrag kan måles og verificeres, og at de udpegede enheder årligt rapporterer om:
a)
den samlede mængde energi, der er leveret til opvarmning og køling
b)
den samlede mængde vedvarende energi, der er leveret til opvarmning og køling
c)
den mængde overskudsvarme og -kulde, der er leveret til opvarmning og køling
d)
andelen af vedvarende energi og overskudsvarme og -kulde i den samlede mængde energi, der er leveret til opvarmning og køling, og
e)
typen af vedvarende energikilde.
Artikel 24
Fjernvarme og fjernkøling
1.   Medlemsstaterne sikrer, at slutbrugere oplyses om energiforbruget og andelen af vedvarende energi i deres fjernvarme- og fjernkølingssystemer på lettilgængelig vis såsom på leverandørernes websteder, i årsafregninger eller på anmodning.
2.   Medlemsstaterne træffer de nødvendige foranstaltninger og fastsætter de nødvendige betingelser for, at kunder til fjernvarme- eller fjernkølingssystemer, som ikke er effektive fjernvarme- og fjernkølingssystemer, eller som ikke vil være et sådant system senest 31. december 2025 på grundlag af en plan godkendt af den kompetente myndighed, kan frakoble sig ved at opsige eller ændre deres kontrakt med henblik på selv at producere opvarmning eller køling fra vedvarende energikilder.
Såfremt opsigelsen af kontrakten er knyttet til fysisk afbrydelse, kan kontraktopsigelsen gøres betinget af kompensationen for omkostninger, der er direkte forårsaget af fysisk afbrydelse, og den ikkenedskrevne del af aktiver, der er nødvendige for at levere varme og kulde til den pågældende kunde.
3.   Medlemsstaterne kan begrænse retten til at frakoble sig ved at opsige eller ændre en kontrakt i overensstemmelse med stk. 2 til kunder, som kan påvise, at den planlagte alternative forsyningsløsning til opvarmning eller køling medfører en betydeligt bedre energimæssig ydeevne. Evalueringen af den alternative forsyningsløsnings energimæssige ydeevne kan bygge på energiattesten.
4.   Medlemsstaterne træffer de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at fjernvarme- og fjernkølingssystemer bidrager til den forhøjelse, der er omhandlet i dette direktivs artikel 23, stk. 1, ved at gennemføre mindst én af følgende to muligheder:
a)
bestræbe sig på at øge andelen af energi fra vedvarende energikilder og fra overskudsvarme og -kulde i fjernvarme og fjernkøling med mindst et procentpoint som et årligt gennemsnit beregnet for perioderne 2021-2025 og 2026-2030 med udgangspunkt i den andel af energi fra vedvarende energikilde og fra overskudsvarme og -kulde i fjernvarme og fjernkøling i 2020, udtrykt som andelen af det endelige energiforbrug i fjernvarme og fjernkøling, ved at gennemføre foranstaltninger, som kan forventes at udløse denne gennemsnitlige årlige forhøjelse i år med normale klimatiske forhold.
Medlemsstater med en andel af energi fra vedvarende energikilder og fra overskudsvarme og -kulde i fjernvarme og fjernkøling på over 60 % kan anse en sådan andel for at opfylde den gennemsnitlige årlige forhøjelse, der er omhandlet i dette litras første afsnit.
Medlemsstaterne træffer de nødvendige foranstaltninger for at gennemføre den gennemsnitlige årlige forhøjelse, der er omhandlet i dette litras første afsnit, i deres nationale energi- og klimaplaner i overensstemmelse med bilag I til forordning (EU) 2018/1999
b)
sikre, at operatører af fjernvarme- eller fjernkølingssystemer er forpligtet til at tilslutte leverandører af energi fra vedvarende energikilder og fra overskudsvarme og -kulde eller er forpligtet til at tilbyde at tilslutte og købe varme og kulde fra vedvarende energikilder og fra overskudsvarme og -kulde fra tredjepartsleverandører, baseret på ikkediskriminerende kriterier fastsat af den kompetente myndighed i den berørte medlemsstat, hvor de skal gøre en eller flere af følgende:
i)
imødekomme efterspørgslen fra nye kunder
ii)
erstatte eksisterende varme- eller kuldeproduktionskapacitet og
iii)
udvide eksisterende varme- eller kuldeproduktionskapacitet.
5.   Hvor en medlemsstat udnytter muligheden omhandlet i stk. 4, litra b), kan en operatør af et fjernvarme- eller fjernkølingssystem afvise at tilslutte og at købe varme eller kulde fra en tredjepartsleverandør, hvor:
a)
systemet ikke har den nødvendige kapacitet på grund af anden forsyning med overskudsvarme og -kulde, varme eller kulde produceret fra vedvarende energikilder eller varme eller kulde produceret af højeffektiv kraftvarmeproduktion
b)
varme eller kulde fra en tredjepartsleverandør ikke opfylder de tekniske parametre, som er nødvendige for at tilslutte og sikre en pålidelig og sikker drift af fjernvarme- og fjernkølingssystemer, eller
c)
operatøren kan påvise, at det at give adgang ville føre til en alt for stor udgiftsstigning for varme eller kulde for slutkunderne sammenlignet med udgiften ved brug af den vigtigste lokale varme- eller kuldeforsyning, som den vedvarende energikilde eller overskudsvarmen og -kulden konkurrerer med.
Medlemsstaterne sikrer, at hvis en operatør af fjernvarme- eller fjernkølingssystemet afviser at tilslutte en leverandør af opvarmning eller køling i henhold til første afsnit, forelægger operatøren den kompetente myndighed oplysninger om begrundelsen for afvisningen samt de betingelser, der vil skulle opfyldes, og de foranstaltninger, der vil skulle træffes i systemet for at muliggøre tilslutningen i overensstemmelse med stk. 9.
6.   Hvor en medlemsstat udnytter muligheden omhandlet i stk. 4, litra b), kan den undtage operatører af følgende fjernvarme- og fjernkølingssystemer fra anvendelsen af nævnte litra:
a)
effektiv fjernvarme og fjernkøling
b)
effektiv fjernvarme og fjernkøling, der udnytter højeffektiv kraftvarmeproduktion
c)
fjernvarme og fjernkøling, der på grundlag af en plan godkendt af den kompetente myndighed er effektiv fjernvarme og fjernkøling senest 31. december 2025
d)
fjernvarme og fjernkøling med en samlet nominel indfyret termisk effekt på mindre end 20 MW.
7.   Retten til at frakoble sig ved at opsige eller ændre en kontrakt i overensstemmelse med stk. 2 kan udøves af individuelle kunder, af fællesforetagender bestående af kunder, eller af parter der handler på vegne af kunder. I ejendomme med flere lejligheder i blokke kan en sådan frakobling kun foretages for hele ejendomme i overensstemmelse med gældende boligret.
8.   Medlemsstaterne pålægger eldistributionssystemoperatører mindst hvert fjerde år i samarbejde med operatørerne af fjernvarme- eller fjernkølingssystemer på deres område at vurdere fjernvarme- eller fjernkølingssystemers potentiale i henseende til balancering og andre systemtjenester, herunder efterspørgselsreaktion og lagring af overskudselektricitet fra vedvarende energikilder, og ligeledes vurdere om anvendelsen af det påviste potentiale ville være mere ressource- og omkostningseffektivt end alternative løsninger.
9.   Medlemsstaterne sikrer, at forbrugernes rettigheder og reglerne for driften af fjernvarme- og fjernkølingssystemer i henhold til denne artikel er klart defineret og håndhæves af den kompetente myndighed.
10.   En medlemsstat er ikke forpligtet til at anvende denne artikels stk. 2-9, hvor:
a)
dens andel af fjernvarme og fjernkøling er mindre end eller lig med 2 % af det samlede energiforbrug til opvarmning og køling den 24. december 2018
b)
dens andel af fjernvarme og fjernkøling er steget til over 2 % ved at udvikle ny effektiv fjernvarme og fjernkøling på grundlag af dens integrerede nationale energi- og klimaplan i henhold til bilag I til forordning (EU) 2018/1999 eller den vurdering, der er omhandlet i dette direktivs artikel 15, stk. 7, eller
c)
dens andel af systemer som omhandlet i stk. 6 udgør mere end 90 % af det samlede salg af dets fjernvarme og fjernkøling.
Artikel 25
Integration af vedvarende energi i transportsektoren
1.   For at integrere brugen af vedvarende energi i transportsektoren pålægger hver medlemsstat brændstofleverandører en forpligtelse til at sikre, at andelen af vedvarende energi inden for det endelige energiforbrug i transportsektoren udgør mindst 14 % senest i 2030 (minimumsandel) i overensstemmelse med et vejledende udviklingsforløb, som medlemsstaten har fastsat og beregnet efter den metode, der er fastsat i denne artikel og i artikel 26 og 27. Kommissionen tager denne forpligtelse op til vurdering med henblik på senest i 2023 at fremsætte et lovgivningsforslag for at øge den i tilfælde af, at der er yderligere betydelige reduktioner af omkostningerne til produktion af vedvarende energi, såfremt det er nødvendigt for at opfylde Unionens internationale forpligtelser vedrørende dekarbonisering, eller såfremt det er begrundet i et markant fald i energiforbruget i Unionen.
Medlemsstaterne kan undtage eller skelne mellem forskellige brændstofleverandører og forskellige energibærere ved fastsættelsen af forpligtelse for brændstofleverandører og derved sikre, at de varierende grader af modenhed og omkostningerne ved forskellige teknologier tages i betragtning.
Ved beregningen i den i første afsnit omhandlede minimumsandel:
a)
tager medlemsstaterne hensyn til vedvarende flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, når de anvendes som mellemprodukt til produktion af konventionelle brændstoffer, og
b)
kan medlemsstaterne tage hensyn til genanvendt kulstofbrændsel.
I den i første afsnit omhandlede minimumsandel skal bidraget fra avancerede biobrændstoffer og biogas produceret af de råprodukter, der er anført i bilag IX, del A, som en del af det endelige energiforbrug i transportsektoren være mindst 0,2 % i 2022, mindst 1 % i 2025 og mindst 3,5 % i 2030.
Medlemsstaterne kan undtage brændstofleverandører, der leverer brændstoffer i form af elektricitet eller vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, fra forpligtelsen til at overholde minimumsandelen af avancerede biobrændstoffer og biogas produceret af de råprodukter, der er opført i bilag IX, del A, for så vidt angår disse brændstoffer.
Ved fastsættelsen af forpligtelsen omhandlet i første og fjerde afsnit for at sikre opnåelsen af den andel, der er fastsat deri, kan medlemsstaterne bl.a. anvende foranstaltninger rettet mod mængder, energiindhold eller drivhusgasemissioner, forudsat at det påvises, at den minimumsandel, der er omhandlet i første og fjerde afsnit, er opnået.
2.   Drivhusgasemissionsbesparelserne som følge af anvendelsen af vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, skal udgøre mindst 70 % fra den 1. januar 2021.
Senest den 1. januar 2021 vedtager Kommissionen en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 35 for at supplere dette direktiv ved at fastsætte passende minimumstærskler for drivhusgasemissionsbesparelser, der opnås med genanvendte kulstofbrændsler som led i en livscyklusvurdering, der tager hensyn til hvert brændstofs særlige egenskaber.
Artikel 26
Særlige regler for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af fødevare- og foderafgrøder
1.   Ved beregningen af en medlemsstats endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder omhandlet i artikel 7 og minimumsandelen omhandlet i artikel 25, stk. 1, første afsnit, må bidraget fra biobrændstoffer og flydende biobrændsler samt fra biomassebrændsler anvendt til transport, hvor de er produceret af fødevare- og foderafgrøder, ikke være mere end et procentpoint højere end andelen af sådanne brændstoffer til vej- og jernbanetransportsektorerne i den pågældende medlemsstats endelige energiforbrug i 2020 med højst 7 % af det endelige energiforbrug i vej- og jernbanetransportsektorerne i den pågældende medlemsstat.
Hvis dette bidrag er under 1 % i en medlemsstat, kan bidraget forhøjes til højst 2 % af det endelige energiforbrug i vej- og jernbanetransportsektorerne.
Medlemsstaterne kan fastsætte en lavere grænse og med henblik på artikel 29, stk. 1, skelne mellem forskellige biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af fødevare- og foderafgrøder, idet der tages hensyn til den bedste tilgængelige dokumentation vedrørende indirekte ændringer i arealanvendelsen. Medlemsstaterne kan f.eks. fastsætte en lavere grænse for andelen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassemassebrændsler baseret på fødevare- eller foderafgrøder, som er produceret af olieholdige afgrøder.
Hvor andelen af biobrændstoffer og flydende biobrændsler samt fra biomassebrændsler anvendt til transport, der er produceret af fødevare- og foderafgrøder, i en medlemsstat begrænses til en andel på mindre end 7 %, eller hvor en medlemsstat beslutter at begrænse andelen yderligere, kan denne medlemsstat reducere den i artikel 25, stk. 1, første afsnit, omhandlede minimumsandel tilsvarende, med højst 7 procentpoint.
2.   Ved beregningen af en medlemsstats endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder omhandlet i artikel 7 og minimumsandelen omhandlet i artikel 25, stk. 1, første afsnit, må andelen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler med høj risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen, og som er produceret af fødevare- og foderafgrøder, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager, ikke overstige forbrugsniveauet for sådanne brændstoffer i denne medlemsstat i 2019, medmindre de er certificeret som værende biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen i henhold til nærværende stykke.
Fra den 31. december 2023 og indtil senest 31. december 2030 mindskes denne grænse gradvist til 0 %.
Senest den 1. februar 2019 forelægger Kommissionen Europa-Parlamentet og Rådet en rapport om status med hensyn til produktionsudvidelsen af de relevante fødevare- og foderafgrøder på verdensplan.
Senest den 1. februar 2019 vedtager Kommissionen en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 35 som supplement til dette direktiv ved at fastlægge kriterierne for certificering af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen og fastsætte de råprodukter med høj risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager. Rapporten og den ledsagende delegerede retsakt baseres på de bedste tilgængelige videnskabelige data.
Senest den 1. september 2023 reviderer Kommissionen de kriterier, der er indeholdt i den i fjerde afsnit omhandlede delegerede retsakt, på grundlag af de bedste tilgængelige videnskabelige data og vedtager en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 35 for at ændre de pågældende kriterier, såfremt det er relevant, og medtage udviklingsforløbet med henblik på gradvist at mindske bidraget til EU-målene fastsat i artikel 3, stk. 1, og til minimumsandelen omhandlet i artikel 25, stk. 1, fra biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med høj risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen, som er produceret af råprodukter, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager.
Artikel 27
Beregningsregler med hensyn til minimumsandele af vedvarende energi i transportsektoren
1.   Ved beregningen af de i artikel 25, stk. 1, første og fjerde afsnit, omhandlede minimumsandele gælder følgende bestemmelser:
a)
ved beregningen af nævneren, dvs. energiindholdet i de vej- og jernbanetransportbrændstoffer, der leveres til forbrug eller anvendelse på markedet, tages benzin, diesel, naturgas, biobrændstoffer, biogas, vedvarende flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, genanvendte kulstofbrændsler og elektricitet, der leveres til vej- og jernbanetransportsektorerne, i betragtning
b)
ved beregningen af tælleren, dvs. mængden af energi fra vedvarende energikilder, som forbruges i transportsektoren med henblik på artikel 25, stk. 1, første afsnit, tages energiindholdet i alle former for energi fra vedvarende energikilder, der leveres til alle transportsektorer, herunder vedvarende elektricitet, der leveres til vej- og jernbanetransportsektorerne, i betragtning. Medlemsstater kan også tage genanvendt kulstofbrændsel i betragtning.
Ved beregningen af tælleren begrænses andelen af biobrændstoffer og biogas produceret af de råprodukter, der opført i bilag IX, del B, til 1,7 % af energiindholdet i transportbrændstoffer, der leveres til forbrug eller anvendelse på markedet, bortset fra i Cypern og Malta. Medlemsstaterne kan, hvor det er begrundet, ændre denne grænse under hensyn til tilgængeligheden af råprodukter. Enhver sådan ændring skal godkendes af Kommissionen
c)
Ved beregningen af både tæller og nævner anvendes de værdier for transportbrændstoffernes energiindhold, som er angivet i bilag III. Til bestemmelse af energiindholdet i transportbrændstoffer, der ikke er medtaget i bilag III, anvender medlemsstaterne de relevante ESO- standarder til bestemmelse af brændstoffers brændværdi. I tilfælde, hvor der ikke er vedtaget ESO-standarder til dette formål, anvendes de relevante ISO-standarder. Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 32 til at ændre dette direktiv ved at tilpasse energiindholdet i transportbrændstoffer, der er angivet i bilag III, i overensstemmelse med den videnskabelige og tekniske udvikling.
2.   Med henblik på at påvise overholdelse af de i artikel 25, stk. 1, omhandlede minimumsandele:
a)
kan andelen af biobrændstoffer og biogas til transport, der er produceret af de råprodukter, der er opført i bilag IX, sættes til to gange dets energiindhold
b)
skal andelen af vedvarende elektricitet sættes til fire gange dets energiindhold, når det leveres til vejkøretøjer og kan sættes til 1,5 gange dets energiindhold, når det leveres til jernbanetransport
c)
skal bidraget fra brændstoffer, der leveres til luftfart og søfart, med undtagelse af brændstoffer, som er produceret af fødevare- og foderafgrøder, sættes til 1,2 gange deres energiindhold.
3.   Ved beregningen af andelen af elektricitet fra vedvarende energikilder i den elektricitet, der leveres til vej- og jernbanekøretøjer med henblik på denne artikels stk. 1, henviser medlemsstaterne til toårsperioden inden det år, hvor elektriciteten leveres på deres område.
Uanset dette stykkes første afsnit gælder det, at for at bestemme andelen af elektricitet med henblik på denne artikels stk. 1 i tilfælde af elektricitet fra direkte tilslutning til et anlæg, som producerer elektricitet fra vedvarende energikilder, når den leveres til vejkøretøjer, medregnes den pågældende elektricitet fuldt ud som vedvarende elektricitet.
For at sikre, at den forventede forøgelse af efterspørgslen efter elektricitet i transportsektoren ud over den nuværende referenceværdi mødes ved yderligere produktion af vedvarende energikapacitet, udvikler Kommissionen en ramme for additionalitet i transportsektoren og udvikler forskellige valgmuligheder med henblik på at bestemme medlemsstaternes referenceværdi og måle additionalitet.
Med henblik på dette stykke bestemmes andelen af vedvarende energi ud fra den gennemsnitlige andel af elektricitet fra vedvarende energikilder i produktionslandet som målt to år inden det pågældende år, når elektricitet anvendes til produktion af vedvarende flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, enten direkte eller med henblik på produktion af mellemprodukter.
Elektricitet fra direkte tilslutning til et anlæg, som producerer elektricitet fra vedvarende energikilder kan dog fuldt ud medregnes som vedvarende elektricitet, hvor det bruges til produktion af disse flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, forudsat at anlægget
a)
sættes i drift efter eller samtidig med de anlæg, der producerer de vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og
b)
ikke er tilsluttet elnettet eller er tilsluttet elnettet, men det kan dokumenteres, at den pågældende elektricitet er leveret uden at tage elektricitet fra nettet.
Elektricitet, der er taget fra nettet, kan fuldt ud medregnes som vedvarende energi, forudsat at den udelukkende er produceret af vedvarende energikilder, og de vedvarende egenskaber og alle andre relevante kriterier er blevet påvist, så det sikres, at de vedvarende egenskaber af denne elektricitet kun gøres gældende én gang og kun i én slutbrugersektor.
Senest 31. december 2021 vedtager Kommissionen en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 35 som supplement til dette direktiv ved at fastlægge en EU-metode, der opstiller detaljerede regler for, hvordan økonomiske aktører skal overholde kravene indeholdt i dette stykkes femte og sjette afsnit.
Artikel 28
Andre bestemmelser om vedvarende energi i transportsektoren
1.   Med henblik på at mindske risikoen for, at individuelle partier påberåbes mere end én gang, styrker medlemsstaterne og Kommissionen samarbejdet mellem de nationale systemer indbyrdes og mellem de nationale systemer og frivillige ordninger, der er oprettet i henhold til artikel 30, herunder udvekslingen af data, hvor dette er relevant. Hvis en medlemsstats kompetente myndighed har mistanke om eller påviser svig, underretter den de øvrige medlemsstater, hvor dette er relevant.
2.   Kommissionen sikrer, at der oprettes en EU-database for at gøre det muligt at spore flydende og gasformige transportbrændstoffer, som kan komme i betragtning ved beregningen af tælleren, der er omhandlet i artikel 27, stk. 1, litra b), eller som tages i betragtning med henblik på de i artikel 29, stk. 1, litra a), b) og c), omhandlede formål. Medlemsstaterne pålægger den pågældende økonomiske aktør at indlæse oplysninger om gennemførte transaktioner og disse brændstoffers bæredygtighedsegenskaber, herunder deres drivhusgasemissioner for hele deres livscyklus fra produktionsstedet til den brændstofleverandør, der markedsfører brændstoffet. En medlemsstat kan oprette en national database, der er forbundet med EU-databasen, således at det sikres, at indlæste oplysninger øjeblikkeligt overføres mellem databaserne.
Brændstofleverandører indlæser de oplysninger, der er nødvendige for at kontrollere opfyldelsen af de i artikel 25. stk. 1, første og fjerde afsnit, fastsatte krav.
3.   Senest den 31. december 2021 træffer medlemsstaterne foranstaltninger til at sikre tilgængeligheden af brændstoffer fra vedvarende energikilder til transport, herunder for så vidt angår offentligt tilgængelige højeffektladestandere og anden optankningsinfrastruktur som fastsat i deres nationale politikrammer i overensstemmelse med direktiv 2014/94/EU.
4.   Medlemsstaterne har adgang til den i denne artikels stk. 2 omhandlede EU-database. De træffer foranstaltninger til at sikre, at økonomiske aktører indfører nøjagtige oplysninger i den relevante dataase. Kommissionen kræver, at de ordninger, der er genstand for en afgørelse i medfør af dette direktivs artikel 30, stk. 4, kontrollerer opfyldelsen af dette krav, når overholdelsen af bæredygtighedskriterierne for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler kontrolleres. Den offentliggør hvert andet år aggregerede oplysninger fra databasen i overensstemmelse med bilag VIII i forordning (EU) 2018/1999.
5.   Senest den 31. december 2021 vedtager Kommissionen delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 35 som supplement til dette direktiv ved at præcisere den metode, der skal bestemme andelen af biobrændstoffer og biogas til transport, der stammer fra biomasse forarbejdet med fossile brændstoffer i en fælles proces, og præcisere metoden til vurdering af drivhusgasemissionsbesparelser fra vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologiske oprindelse, og fra genanvendt kulstofbrændsel, hvilket skal sikre, at der ikke sker godskrivning for undgåede emissioner for CO
2
, hvis opsamling allerede har modtaget en emissionsgodskrivning i henhold til andre retlige bestemmelser.
6.   Senest den 25. juni 2019 og hver andet år derefter vurderer Kommissionen den liste over råprodukter, der er indeholdt i bilag IX, del A og B, med henblik på at tilføje råprodukter i overensstemmelse med principperne indeholdt i tredje afsnit.
Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 35 for at ændre listen over råprodukter indeholdt i bilag IX, del A og B, med henblik på at tilføje, men ikke fjerne, råprodukter. Råprodukter, der kun kan forarbejdes med avancerede teknologier, tilføjes til bilag IX, del A. Råprodukter, der kan forarbejdes til biobrændstoffer eller biogas til transport med modne teknologier, tilføjes til bilag IX, del B.
Sådanne delegerede retsakter baseres på en analyse af råmaterialets potentiale som råprodukt med henblik på produktion af biobrændstoffer og biogas til transport under hensyntagen til alt det følgende:
a)
principperne for den cirkulære økonomi og for det affaldshierarki, der er fastsat i direktiv 2008/98/EF
b)
Unionens bæredygtighedskriterier som fastlagt i artikel 29, stk. 2-7
c)
behovet for at undgå betydelige forvridende virkninger på markeder for (bi)produkter, affald eller restprodukter
d)
potentialet for at give betydelige drivhusgasemissionsbesparelser i forhold til fossile brændstoffer på grundlag af en livscyklusvurdering af emissioner
e)
behovet for at undgå negative virkninger for miljøet og biodiversiteten
f)
behovet for at undgå at skabe et øget arealbehov.
7.   Senest den 31. december 2025 vurderer Kommissionen inden for rammerne af den vurdering, der gennemføres hvert andet år af de fremskridt, der er gjort i henhold til forordning (EU) 2018/1999, om den i artikel 25, stk. 1, fjerde afsnit, fastlagte forpligtelse vedrørende avancerede biobrændstoffer og biogas produceret af råprodukter, der er opført i bilag IX, del A, effektivt fremmer innovation og sikrer drivhusgasemissionsbesparelser i transportsektorener. Kommissionen analyserer i denne vurdering, hvorvidt anvendelsen af denne artikel effektivt undgår dobbelttælling af vedvarende energi.
Kommissionen forelægger, hvis det er relevant, et forslag om ændring af den i artikel 25, stk. 1, fjerde afsnit, fastlagte forpligtelse vedrørende avancerede biobrændstoffer og biogas produceret af råprodukter, der er opført i bilag IX, del A.
Artikel 29
Bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler
1.   Energi fra biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler tages kun i betragtning med henblik på de i dette afsnits litra a), b) og c) omhandlede formål, hvis de opfylder bæredygtighedskriterierne og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner fastsat i stk. 2-7 og 10:
a)
bidrager til opfyldelsen af EU-målet fastlagt i artikel 3, stk. 1, og medlemsstaternes andel af vedvarende energi
b)
måling af overholdelse af VE-forpligtelse, herunder den forpligtelse, der er fastsat i artikel 25
c)
berettigelse til finansiel støtte til forbrug af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler.
Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er fremstillet af affald og restprodukter, bortset fra restprodukter, som stammer fra landbrug, akvakultur, fiskeri og skovbrug, skal dog kun opfylde kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner fastlagt i stk. 10 for at blive taget i betragtning med henblik på de i første afsnits litra a), b) og c) omhandlede formål. Nærværende afsnit finder også anvendelse på affald og restprodukter, som først forarbejdes til et produkt, inden de videreforarbejdes til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler.
Elektricitet, opvarmning og køling, der produceres fra kommunalt fast affald, er ikke omfattet af de kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, der er fastsat i stk. 10.
Biomassebrændsler skal opfylde bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner i stk. 2-7 og 10, hvis de anvendes i anlæg til produktion af elektricitet, opvarmning og køling eller brændsler med en samlet nominel indfyret termisk effekt på 20 MW eller derover for faste biomassebrændsler og med en samlet nominel indfyret termisk effekt på 2 MW eller derover for gasformige biomassebrændsler. Medlemsstaterne kan anvende bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner på anlæg med lavere samlet nominel indfyret termisk effekt.
Bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner fastsat i stk. 2-7 og 10 gælder uanset biomassens geografiske oprindelse.
2.   Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der er fremstillet af affald og restprodukter, som ikke stammer fra skovbrug, men fra landbrugsarealer, tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, kun hvor operatørerne eller de nationale myndigheder har indført overvågnings- eller håndteringsplaner for at afhjælpe virkningerne for jordbundens kvalitet og kulstofindholdet i jorden. Oplysningerne om, hvordan disse virkninger overvåges og håndteres, indberettes i henhold til artikel 30, stk. 3.
3.   Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der produceres af biomasse fra landbrug, der tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, må ikke fremstilles af råmaterialer fra et areal med høj biodiversitetsværdi, dvs. et areal, der havde en af følgende statusser i januar 2008 eller derefter, uanset om arealet stadig har denne status:
a)
primærskov og andre træbevoksede arealer, dvs. skov og andre træbevoksede arealer med hjemmehørende arter, hvor der ikke er noget klart synligt tegn på menneskelig aktivitet, og hvor de økologiske processer ikke er forstyrret i væsentlig grad
b)
skove og andre træbevoksede arealer med høj biodiversitet, som er artsrige og ikke nedbrudte eller af den relevante kompetente myndighed er blevet udpeget som areal med høj biodiversitet, medmindre det dokumenteres, at produktionen af dette råmateriale ikke har forstyrret disse naturbeskyttelsesformål
c)
områder:
i)
der ved lov har fået status som, eller af den relevante kompetente myndighed er udlagt som, naturbeskyttelsesområde, eller
ii)
til beskyttelse af sjældne, truede eller udryddelsestruede økosystemer eller arter, der er anerkendt i internationale aftaler eller er medtaget på lister udarbejdet af mellemstatslige organisationer eller Den Internationale Naturværnsunion, idet disse områder dog skal være anerkendt i overensstemmelse med artikel 30, stk. 4, første afsnit,
medmindre det dokumenteres, at produktionen af dette råmateriale ikke har forstyrret disse naturbeskyttelsesformål
d)
græsarealer med høj biodiversitet på over en ha, som er:
i)
naturlige, dvs. græsarealer, der ville forblive græsarealer uden menneskelig intervention, og som opretholder den naturlige artssammensætning og de økologiske kendetegn og processer, eller
ii)
ikkenaturlige, dvs. græsarealer, der ville ophøre med at være græsarealer uden menneskelig intervention, og som er artsrige og ikke nedbrudte og af en relevant kompetent myndighed er blevet udpeget som areal med høj biodiversitet, medmindre det dokumenteres, at det er nødvendigt at høste råmaterialet for at bevare deres status som græsarealer med høj biodiversitet.
Kommissionen kan vedtage gennemførelsesretsakter, der præciserer kriterierne nærmere med henblik på at afgøre, hvilke græsarealer der er omfattet af første afsnit, litra d). Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3.
4.   Biobrændstoffer flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af biomasse fra landbrug, der tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, må ikke fremstilles af råmaterialer fra arealer med stort kulstoflager, dvs. arealer, der havde en af følgende statusser i januar 2008, og som ikke længere har denne status:
a)
vådområder, dvs. arealer, der permanent eller i en betydelig del af året er vanddækkede eller vandmættede
b)
sammenhængende skovarealer, dvs. arealer på over en ha bevokset med træer af en højde på over fem meter og med en kronedækningsgrad på mindst 30 % eller med træer, der kan nå disse tærskler på lokaliteten
c)
arealer på over en ha bevokset med træer af en højde på over fem meter og med en kronedækningsgrad på mellem 10 % og 30 % eller med træer, der kan nå disse tærskler på lokaliteten, medmindre det dokumenteres, at arealets kulstoflager før og efter omlægning er således, at det ved anvendelse af metoden i bilag V, del C, vil opfylde betingelserne i denne artikels stk. 10.
Dette stykke finder ikke anvendelse, hvis arealet på det tidspunkt, hvor råmaterialet blev udvundet, havde samme status som i januar 2008.
5.   Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af biomasse fra landbrug, der tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, må ikke fremstilles af råmaterialer fra arealer, der var tørvebundsarealer i januar 2008, medmindre det dokumenteres, at dyrkning og høst af dette råmateriale ikke indebærer afvanding af hidtil udrænet jord.
6.   Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af biomasse fra skove, som tages i betragtning med henblik på stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), skal opfylde følgende kriterier for at minimere risikoen for, at der anvendes skovbiomasse fra ikkebæredygtig produktion:
a)
det land, hvor skovbiomasse blev fældet, har indført national eller regional lovgivning, der finder anvendelse i fældningsområdet, samt overvågnings- og håndhævelsessystemer, der sikrer:
i)
fældningens lovlighed
ii)
at skove genplantes på fældede arealer
iii)
at områder, der ved international eller national ret eller af den relevante kompetente myndighed er udlagt som naturbeskyttelsesområder, herunder i vådområder og tørvemoser, beskyttes
iv)
at fældningen udføres under hensyntagen til opretholdelsen af jordbundens kvalitet og biodiversiteten med det formål at minimere negative virkninger og
v)
at fældningen opretholder eller forbedrer skovens produktionskapacitet på lang sigt
b)
når den dokumentation, der er omhandlet i dette stykkes litra a), ikke er tilgængelig, skal biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af skovbiomasse tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, hvis der er indført systemer til styring på skovbrugets kildeområdeniveau for at sikre:
i)
fældningens lovlighed
ii)
at skove genplantes på fældede arealer
iii)
at områder, der ved international eller national ret eller af den relevante kompetente myndighed er udlagt som naturbeskyttelsesområder, herunder i vådområder og tørvemoser, beskyttes, medmindre det dokumenteres, at fældning af dette råmateriale ikke indvirker på disse naturbeskyttelsesområder
iv)
at fældningen udføres under hensyntagen til opretholdelsen af jordbundens kvalitet og biodiversiteten med det formål at minimere de negative virkninger, og
v)
at fældningen opretholder eller forbedrer skovens produktionskapacitet på lang sigt.
7.   Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af biomasse fra skove, der tages i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, skal opfylde følgende kriterier for arealanvendelse, ændringer i arealanvendelse og skovbrug (LULUCF):
a)
landet eller den regionale organisation for økonomisk integration, hvorfra skovbiomasse stammer:
i)
er part i Parisaftalen
ii)
har forelagt et nationalt bestemt bidrag for De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer (UNFCCC), som omfatter emissioner og optag i landbrug, skovbrug og arealanvendelse, hvormed det sikres, at ændringer i kulstoflagrene i forbindelse med hugst af biomasse medregnes i landets forpligtelse til at mindske eller begrænse drivhusgasemissioner, jf. det nationalt bestemte bidrag, eller
iii)
har indført nationale eller regionale love i overensstemmelse med Parisaftalens artikel 5, som finder anvendelse i fældningsområdet, med henblik på at bevare og øge kulstoflagre og -dræn, og det dokumenteres, at rapporterede emissioner fra LULUCF-sektoren ikke overstiger optag
b)
hvor den dokumentation, der er omhandlet i dette stykkes litra a), ikke er tilgængelig, tages biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler produceret af skovbiomasse i betragtning med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, hvis der er indført systemer til styring på skovbrugets kildeområdeniveau for at sikre, at niveauet af kulstoflagre og -dræn i skovene opretholdes eller forbedres på lang sigt.
8.   Senest den 31. januar 2021 vedtager Kommissionen gennemførelsesretsakter, der fastsætter den operationelle vejledning om dokumentationen for overholdelse af de i denne artikels stk. 6 og 7 fastlagte kriterier. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3.
9.   Senest den 31. december 2026 vurderer Kommissionen, om de i stk. 6 og 7 fastlagte kriterier på effektiv vis minimerer risikoen for, at der anvendes skovbiomasse fra ikkebæredygtig produktion, og ser nærmere på LULUCF-kriterier på grundlag af de foreliggende oplysninger.
Kommissionen forelægger, hvis det er relevant, et lovgivningsmæssigt forslag om ændring af de i stk. 6 og 7 fastlagte kriterier for perioden efter 2030.
10.   Drivhusgasemissionsbesparelserne ved anvendelse af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der tages i betragtning med henblik på de i stk. 1 omhandlede formål, skal være:
a)
mindst 50 % for biobrændstoffer, biogas forbrugt i transportsektoren og flydende biobrændsler produceret i anlæg, der var i drift senest den 5. oktober 2015
b)
mindst 60 % for biobrændstoffer, biogas forbrugt i transportsektoren og flydende biobrændsler produceret i anlæg, der er sat i drift fra den 6. oktober 2015 og indtil 31. december 2020
c)
mindst 65 % for biobrændstoffer, biogas forbrugt i transportsektoren og flydende biobrændsler produceret i anlæg, der sættes i drift fra den 1. januar 2021
d)
mindst 70 % for elektricitet, opvarmning og køling produceret af biomassebrændsel anvendt i anlæg, som sættes i drift fra den 1. januar 2021 og indtil 31. december 2025, og 80 % for anlæg, der sættes i drift fra den 1. januar 2026.
Et anlæg anses for at være i drift, hvis den fysiske produktion af biobrændstoffer, biogas forbrugt i transportsektoren og flydende biobrændsler og den fysiske produktion af opvarmning og køling og elektricitet produceret af biomassebrændsel er påbegyndt.
Besparelsen i drivhusgasemissionen som følge af anvendelse af biobrændstoffer, biogas forbrugt i transportsektoren, flydende biobrændsler og biomassebrændsler anvendt i anlæg, der producerer biomasse til opvarmning, køling og elektricitet, beregnes i overensstemmelse med artikel 31, stk. l.
11.   Elektricitet fra biomassebrændsler må alene tages i betragtning med henblik på de i denne artikels stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, hvis den opfylder et eller flere af følgende krav:
a)
den produceres i anlæg med en samlet nominel indfyret termisk effekt på mindre end 50 MW
b)
den i tilfælde af anlæg med en samlet nominel indfyret termisk effekt på mellem 50 og 100 MW produceres ved anvendelse af højeffektiv kraftvarmeproduktionsteknologi, eller den i tilfælde af rent elproducerende anlæg overholder et energieffektivitetsniveau, der svarer til den bedste tilgængelige teknik (BAT-AEEL'er) som defineret i Kommissionens gennemførelsesafgørelse (EU) 2017/1442 
(
26
)
, eller
c)
den i tilfælde af anlæg med en samlet nominel indfyret termisk effekt på over 100 MW produceres ved anvendelse af højeffektiv kraftvarmeproduktionsteknologi, eller den i tilfælde af rent elproducerende anlæg, der opnår et nettoeleffektivitetsniveau på mindst 36 %
d)
den produceres ved anvendelse af CO
2
-opsamling og -lagring fra biomasse.
Med henblik på de i denne artikels stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, må rent elproducerende anlæg alene tages i betragtning, hvis de ikke anvender fossile brændstoffer som hovedbrændsel, og hvis der ikke er et omkostningseffektivt potentiale for at anvende højeffektiv kraftvarmeproduktionsteknologi i overensstemmelse med den vurdering, der foretages i overensstemmelse med artikel 14 i direktiv 2012/27/EU.
Med henblik på nærværende artikels stk. 1, første afsnit, litra a) og b), gælder nærværende stykke kun for anlæg, som sættes i drift eller omdannes til brug af biomassebrændsler efter den 25. december 2021. Med henblik på nærværende artikels stk. 1, første afsnit, litra c), berører nærværende stykke ikke støtte, der ydes i henhold til støtteordninger i overensstemmelse med artikel 4 og godkendt senest den 25. december 2021.
Medlemsstaterne kan anvende højere energieffektivitetskrav end de i første afsnits nævnte krav på anlæg med lavere nominel indfyret termisk effekt.
Første afsnit finder ikke anvendelse på elektricitet fra anlæg, der er omfattet af en særlig underretning fra en medlemsstat til Kommissionen på grundlag af en behørigt dokumenteret forekomst af risici for elforsyningssikkerheden. Kommissionen vedtager efter at have vurderet underretningen en afgørelse under hensyn til de elementer, der indgår deri.
12.   Med henblik på de i nærværende artikels stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, og uden at dette berører artikel 25 og 26, må medlemsstaterne ikke ud fra andre bæredygtighedsbegrundelser afvise at tage biobrændstoffer og flydende biobrændsler, der er fremstillet i overensstemmelse med nærværende artikel, i betragtning. Nærværende stykke berører ikke offentlig støtte, der ydes i henhold til støtteordninger, som er godkendt inden den 24. december 2018.
13.   Med henblik på det i denne artikels stk. 1, første afsnit, litra c), omhandlede formål kan medlemsstaterne i en begrænset periode fravige de kriterier, der er fastsat i denne artikels stk. 2-7, 10 og 11, gennem vedtagelse af forskellige kriterier for:
a)
anlæg beliggende i en region i den yderste periferi som omhandlet i artikel 349 i TEUF, i det omfang disse faciliteter producerer elektricitet eller opvarmning eller køling fra biomassebrændsel, og
b)
biomassebrændsel, der anvendes i anlæg nævnt i dette afsnits litra a), uanset den pågældende biomasses oprindelsessted, forudsat at sådanne kriterier er objektivt begrundede med det formål at sikre for den pågældende region i den yderste periferi en smidig overgang til de kriterier, der er fastsat i denne artikels stk. 2-7, 10 og 11, og derved give incitament til overgangen fra fossile brændstoffer til bæredygtige biomassebrændsler.
De forskellige kriterier, der nævnes i dette stykke, er omfattet af en særlig underretning fra den relevante medlemsstat til Kommissionen.
14.   Med henblik på de i stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål kan medlemsstaterne indføre yderligere kriterier for biomassebrændsels bæredygtighed.
Senest den 31. december 2026 vurderer Kommissionen de pågældende yderligere kriteriers indvirkning på det indre marked, om nødvendigt ledsaget af et forslag til at sikre harmonisering deraf.
Artikel 30
Kontrol af overholdelsen af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner
1.   Hvor biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, eller andre brændstoffer, som kan komme i betragtning ved beregningen af tælleren, der er omhandlet i artikel 27, stk. 1, litra b), skal tages i betragtning med henblik på de i artikel 23 og 25 samt i artikel 26, stk. 1, litra a), b) og c), omhandlede formål, kræver medlemsstaterne af de økonomiske aktører, at de dokumenterer, at de bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, der er fastsat i artikel 29, stk. 2-7 og 10, er opfyldt. Til disse formål kræver de, at de økonomiske aktører anvender et massebalancesystem, der:
a)
tillader, at partier af råmaterialer eller brændstoffer med forskellige bæredygtigheds- og drivhusgasemissionsbesparelseskarakteristika blandes eksempelvis i en container, i et forarbejdnings- eller logistikanlæg samt i transmissions- og distributionsinfrastruktur eller i en transmissions- og distributionslokalitet
b)
tillader, at partier af råmaterialer med forskelligt energiindhold blandes med henblik på yderligere forarbejdning, forudsat at partiernes størrelse justeres efter deres energiindhold
c)
kræver, at oplysninger om bæredygtigheds- og drivhusgasemissionsbesparelseskarakteristikaene og de i litra a) nævnte partiers størrelse forbliver knyttet til blandingen, og
d)
fastsætter, at summen af alle partier, der trækkes ud af blandingen, beskrives som havende de samme bæredygtighedskarakteristika i de samme mængder som summen af alle partier, der tilføres blandingen, og stiller krav om, at denne balance opretholdes i et passende tidsrum.
Massebalancesystemet sikrer, at hvert parti kun tælles én gang i artikel 7, stk. 1, første afsnit, litra a), b) eller c), med henblik på beregning af det endelige bruttoenergiforbrug fra vedvarende energikilder og indeholder oplysninger om, hvorvidt der er ydet støtte til produktion af det pågældende parti, og i givet fald fra hvilken type støtteordning.
2.   Når et parti er forarbejdet, skal oplysninger om partiets bæredygtigheds- og drivhusgasemissionsbesparelseskarakteristika justeres og tildeles det pågældende output i overensstemmelse med følgende regler:
a)
når forarbejdningen af et parti råmaterialer kun giver ét output, som er bestemt til produktion af biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsel, vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, eller genanvendt kulstofbrændsel, skal partiets størrelse og de tilknyttede mængder af bæredygtigheds- og drivhusgasemissionsbesparelseskarakteristika justeres ved at anvende en omregningsfaktor, der repræsenterer forholdet mellem mængden af det output, som er bestemt til en sådan produktion, og massen af det råmateriale, som indgår i processen
b)
når forarbejdningen af et parti råmaterialer resulterer i mere end ét output, som er bestemt til produktion af biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsel, vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, eller genanvendt kulstofbrændsel, skal der for hvert output anvendes en særskilt omregningsfaktor og en særskilt massebalance.
3.   Medlemsstaterne træffer foranstaltninger til at sikre, at de økonomiske aktører forelægger pålidelige oplysninger om overholdelsen af de drivhusgasemissionsbesparelsestærskler, der er fastsat i og vedtaget i medfør af artikel 25, stk. 2, og af de bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, der er fastsat i artikel 29, stk. 2-7 og 10, og at økonomiske aktører efter anmodning stiller de data, der blev anvendt til at udarbejde oplysningerne, til rådighed for den relevante medlemsstat. Medlemsstaterne kræver af de økonomiske aktører, at de sørger for en tilstrækkelig standard for en uafhængig kontrol af de oplysninger, de forelægger, og at de dokumenterer, at dette er blevet gjort. Med henblik på at overholde artikel 29, stk. 6, litra a), og artikel 29, stk. 7, litra a), kan første eller anden parts revision anvendes indtil skovbiomassens første opsamlingssted. Revisionen skal bekræfte, at de systemer, der anvendes af de økonomiske aktører, er nøjagtige, pålidelige og sikret mod svindel, herunder ved en kontrol, som sikrer, at materialer ikke bevidst ændres eller kasseres, så partiet eller en del deraf kan blive til affald eller et restprodukt. Den skal evaluere frekvensen og metoden i prøveudtagningen og dataenes pålidelighed.
De forpligtelser, der er fastlagt i dette stykke, finder anvendelse, uanset om biobrændstofferne, de flydende biobrændsler, biomassebrændslerne, de vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, eller det genanvendte kulstofbrændsel er produceret inden for Unionen eller er importeret. Oplysninger om geografisk oprindelse og typen af råprodukt for biobrændstofferne, de flydende biobrændsler og biomassebrændslerne for hver brændstofleverandør stilles til rådighed for forbrugerne på operatørernes, leverandørernes eller de relevante kompetente myndigheders websteder og ajourføres en gang om året.
Medlemsstaterne indberetter i sammenfattet form oplysningerne i første afsnit af dette stykke til Kommissionen. Kommissionen offentliggør et resumé af disse oplysninger på den i artikel 28 i forordning (EU) 2018/1999 omhandlede e-rapporteringsplatform under iagttagelse af fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.
4.   Kommissionen kan træffe afgørelse om, at frivillige nationale eller internationale ordninger, der fastsætter standarder for fremstilling af biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler eller andre brændstoffer, som kan komme i betragtning ved beregningen af tælleren, der er omhandlet i artikel 27, stk. 1, litra b), indeholder nøjagtige data om drivhusgasemissionsbesparelser med henblik på artikel 25, stk. 2, og artikel 29, stk. 10, påviser overholdelsen af artikel 27, stk. 2, og artikel 28, stk. 2 og 4 eller påviser, at partier af biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler overholder bæredygtighedskriterierne fastsat i artikel 29, stk. 2-7. Operatørerne kan i forbindelse med deres påvisning af, at kriterierne fastsat i artikel 29, stk. 6 og 7, er opfyldt, forelægge den krævede dokumentation direkte på kildeområdeniveau. Kommissionen kan med henblik på artikel 29, stk. 3, første afsnit, litra c), nr. ii), anerkende områder til beskyttelse af sjældne, truede eller udryddelsestruede økosystemer eller arter, der er anerkendt ved internationale aftaler eller er medtaget på lister udarbejdet af mellemstatslige organisationer eller Den Internationale Naturværnsunion.
Kommissionen kan beslutte, at disse ordninger indeholder nøjagtige oplysninger om trufne foranstaltninger med henblik på beskyttelse af jordbund, vand og luft, genopretning af nedbrudte arealer, undgåelse af overdrevent vandforbrug i områder, hvor der er vandknaphed, og certificering af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen.
5.   Kommissionen vedtager afgørelser i henhold til nærværende artikels stk. 4 i form af gennemførelsesretsakter. Sådanne gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3. Sådanne afgørelser er gyldige i højst fem år.
Kommissionen kræver, at hver frivillig ordning, som er genstand for en afgørelse vedtaget i henhold til stk. 4, årligt senest den 30. april forelægger Kommissionen en rapport, der dækker hvert af punkterne i bilag IX til forordning (EU) 2018/1999. Rapporten dækker det forudgående kalenderår. Kravet om at forelægge en rapport finder kun anvendelse på frivillige ordninger, som har fungeret i mindst 12 måneder.
Kommissionen offentliggør rapporterne fra de frivillige ordninger i sammendrag eller, hvis det er hensigtsmæssigt, i deres fulde ordlyd på den e-rapporteringsplatform, der er omhandlet i artikel 28 i forordning (EU) 2018/1999.
6.   Medlemsstaterne kan oprette nationale ordninger, hvor overholdelse af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner, der er fastsat i artikel 29, stk. 2-7 og 10, og drivhusgasemissionsbesparelsestærsklerne for vedvarende flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og genanvendt kulstofbrændsel, der er fastsat og vedtaget i henhold til artikel 25, stk. 2, og i overensstemmelse med artikel 28, stk. 5 kontrolleres i hele sporbarhedskæden med deltagelse af de kompetente nationale myndigheder.
En medlemsstat kan give meddelelse om en sådan national ordning til Kommissionen. Kommissionen prioriterer vurderingen af en sådan ordning med henblik på at lette gensidig bilateral og multilateral anerkendelse af ordninger til kontrol af overholdelsen af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler og af de drivhusgasemissionsbesparelsestærskler for andre brændstoffer, som kan komme i betragtning ved beregningen af tælleren omhandlet i artikel 27, stk. 1, litra b). Kommissionen kan ved hjælp af gennemførelsesretsakter bestemme, hvorvidt en således meddelt national ordning opfylder betingelserne fastsat i dette direktiv. Sådanne gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3,
Er afgørelsen positiv, må ordninger oprettet i overensstemmelse med nærværende artikel ikke afslå gensidig anerkendelse af den pågældende medlemsstats ordning, for så vidt angår kontrol af overholdelsen af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner i artikel 29, stk. 2-7 og 10, og de drivhusgasemissionsbesparelsestærskler, der er fastsat i og vedtaget i henhold til artikel 25, stk. 2.
7.   Kommissionen vedtager kun beslutninger i henhold til denne artikels stk. 4, hvis den pågældende ordning opfylder tilstrækkelige standarder for pålidelighed, gennemsigtighed og uafhængig kontrol og giver tilstrækkelig sikkerhed for, at ingen materialer bevidst er ændret eller kasseret, så partiet eller en del deraf falder ind under bilag IX. Ordninger til at måle besparelsen i drivhusgasemissionen skal også overholde metodekravene i bilag V eller VI. Lister over områder med høj biodiversitetsværdi, jf. artikel 29, stk. 3, første afsnit, litra c), nr. ii), skal opfylde rimelige standarder for objektivitet og overensstemmelse med internationalt anerkendte standarder samt sikre passende ankeprocedurer.
De i stk. 4 omhandlede frivillige ordninger skal mindst én gang om året offentliggøre en liste over deres certificeringsorganer, som anvendes til uafhængig kontrol, idet det for hvert certificeringsorgan angives, hvilken enhed eller national offentlig myndighed der har anerkendt det, og hvilken enhed eller national offentlig myndighed der fører tilsyn med det.
8.   For at sikre, at overholdelsen af bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner såvel som af bestemmelserne om biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav eller høj risiko for direkte og indirekte ændringer i arealanvendelsen kontrolleres på en produktiv og harmoniseret måde og navnlig med henblik på at forhindre svig vedtager Kommissionen gennemførelsesretsakter, der fastsætter detaljerede gennemførelsesbestemmelser, herunder passende standarder for pålidelighed, gennemsigtighed og uafhængig kontrol, og kræver, at alle frivillige ordninger anvender disse standarder. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3.
I disse gennemførelsesretsakter er Kommissionen særlig opmærksom på behovet for at minimere den administrative byrde. Sådanne gennemførelsesretsakter fastlægger en tidsfrist, inden for hvilken de frivillige ordninger skal gennemføre standarderne. Kommissionen kan ophæve afgørelser om anerkendelse af frivillige ordninger i henhold til stk. 4, såfremt disse ordninger ikke gennemfører sådanne standarder inden for den fastlagte tidsfrist. Hvor en medlemsstat rejser bekymring for, at en ordning ikke fungerer i overensstemmelse med de standarder for pålidelighed, gennemsigtighed og uafhængig kontrol, som udgør grundlaget for afgørelser i henhold til stk. 4, skal Kommissionen undersøge sagen og træffe passende foranstaltninger.
9.   Såfremt en økonomisk aktør fremlægger dokumentation eller data, der er opnået i overensstemmelse med en ordning, der har været genstand for en afgørelse i henhold til denne artikels stk. 4 eller 6, kan en medlemsstat ikke, i det omfang dette er omfattet af den pågældende afgørelse, kræve, at leverandøren fremlægger yderligere dokumentation for overholdelse af de bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, der er fastsat i artikel 29, stk. 2-7 og 10.
Medlemsstaternes kompetente myndigheder fører tilsyn med driften af certificeringsorganer, som foretager uafhængig revision i henhold til en frivillig ordning. Certificeringsorganerne forelægger på anmodning af de kompetente myndigheder alle relevante oplysninger, der er nødvendige for at føre tilsyn med driften, herunder den nøjagtige dato og det nøjagtige tidspunkt og sted for revisionen. Hvor medlemsstaterne konstaterer problemer med manglende overholdelse, underretter de straks den frivillige ordning.
10.   På anmodning af en medlemsstat, som kan være på grundlag af en anmodning fra en økonomisk aktør, undersøger Kommissionen på grundlag af al tilgængelig dokumentation, om bæredygtighedskriterierne og kriterierne for besparelse af drivhusgasemissioner fastsat i artikel 29, stk. 2-7 og 10, er opfyldt for så vidt angår en kilde til biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler og de drivhusgasemissionsbesparelsestærskler, der er fastsat i og vedtaget i henhold til artikel 25, stk. 2.
Senest seks måneder efter modtagelsen af en sådan anmodning og i overensstemmelse med undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3, bestemmer Kommissionen ved hjælp af gennemførelsesretsakter, hvorvidt den pågældende medlemsstat:
a)
kan tage biobrændstoffer, flydende biobrændsler eller biomassebrændsler og andre brændstoffer, der kan komme i betragtning ved beregning af tælleren omhandlet i artikel 27, stk. 1 litra b), fra denne kilde i betragtning med henblik på de i artikel 29, stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede formål, eller
b)
uanset nærværende artikels stk. 9 kan kræve, at leverandører af kilden til biobrændstof, flydende biobrændsler, biomassebrændsler og andre brændstoffer, der kan komme i betragtning ved beregning af tælleren omhandlet i artikel 27, stk. 1, litra b), fremlægger yderligere dokumentation for overholdelse af disse bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner og drivhusgasemissionsbesparelsestærskler.
Artikel 31
Beregning af drivhusgaseffekten af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler
1.   Drivhusgasemissionsbesparelse en i forbindelse med anvendelse af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler beregnes med henblik på artikel 29, stk. 10, på en af følgende måder:
a)
hvor en standardværdi for drivhusgasemissionsbesparelse for den pågældende produktionsvej er fastlagt i bilag V, del A eller B, for biobrændstoffer og flydende biobrændsler og i bilag VI, del A, for biomassebrændsler, hvor e
l
-værdien for de pågældende biobrændstoffer eller flydende biobrændsler beregnet i henhold til bilag V, del C, punkt 7, og for disse biomassebrændsler beregnet i henhold til bilag VI, del B, punkt 7, er lig med eller mindre end nul, ved at anvende denne standardværdi
b)
ved at anvende en faktisk værdi beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastlagt i bilag V, del C, for biobrændstoffer og flydende biobrændsler og i bilag VI, del B, for biomassebrændsler
c)
ved at anvende en værdi beregnet som summen af faktorerne i de formler, der er nævnt i bilag V, del C, punkt 1, hvor de disaggregerede standardværdier i bilag V, del D eller E, kan anvendes for nogle faktorer, og de faktiske værdier beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastlagt i bilag V, del C, anvendes for alle andre faktorer eller
d)
ved at anvende en værdi beregnet som summen af faktorerne i de formler, der er nævnt i bilag VI, del B, punkt 1, hvor de disaggregerede standardværdier i bilag VI, del C, kan anvendes for nogle faktorer, og de faktiske værdier beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastlagt i bilag VI, del B, anvendes for alle andre faktorer.
2.   Medlemsstaterne kan forelægge Kommissionen rapporter med oplysninger om de typiske drivhusgasemissioner fra dyrkningen af landbrugsråvarer for de områder på deres territorium, der er klassificeret som niveau 2 i den fælles nomenklatur for statistiske regionale enheder (i det følgende benævnt »NUTS«) eller som et mere disaggregeret NUTS-niveau i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1059/2003 
(
27
)
. Disse rapporter skal ledsages af en beskrivelse af den metode og de data, der anvendes til at beregne emissionsniveauet. Metoden tager jordbeskaffenhed, klima og forventede råmaterialeudbytter i betragtning.
3.   Når der er tale om områder uden for Unionen, kan rapporter, der svarer til dem, som er omhandlet i stk. 2, og som er udarbejdet af kompetente organer, forelægges Kommissionen.
4.   Kommissionen kan ved hjælp af gennemførelsesretsakter bestemme, at de i nærværende artikels stk. 2 og 3 omhandlede rapporter indeholder nøjagtige data med henblik på måling af drivhusgasemissioner, som er knyttet til dyrkning af råprodukter i form af biomasse fra landbrug, der produceres i de områder, der er omfattet af sådanne rapporter i forbindelse med artikel 29, stk. 10. Sådanne gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3.
Disse data kan i henhold til sådanne afgørelser anvendes i stedet for de disaggregerede standardværdier for dyrkning i bilag V, del D eller E, for biobrændstoffer og flydende biobrændsler, og i bilag VI, del C, for biomassebrændsler.
5.   Kommissionen gennemgår løbende bilag V og VI med henblik på, hvis det er berettiget, at tilføje eller revidere værdier for produktionsveje for biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsel. Disse gennemgange tager også hensyn til ændring af den metode, der er fastsat i bilag V, del C, og i bilag VI, del B.
Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i henhold til artikel 35 for, hvor det er relevant, at ændre bilag V og VI ved at tilføje eller ændre standardværdierne eller justere metoden.
Ved enhver tilpasning af eller tilføjelse til listen over standardværdier i bilag V og bilag VI:
a)
hvor en faktors bidrag til de samlede emissioner er lille, hvor der er begrænset variation, eller hvor omkostningerne eller vanskelighederne ved at fastslå de faktiske værdier er store, skal standardværdierne være typiske for normale produktionsprocesser
b)
i alle andre tilfælde fastsættes standardværdierne konservativt sammenlignet med normale produktionsprocesser.
6.   Hvis det er nødvendigt for at sikre en ensartet anvendelse af bilag V, del C, og bilag VI, del B, kan Kommissionen vedtage gennemførelsesretsakter, der fastlægger detaljerede tekniske specifikationer, herunder definitioner, omregningsfaktorer, beregningen af den årlige emission fra dyrkning eller emissionsbesparelser som følge af ændringer på jorden og i undergrunden med hensyn til kulstoflagre i opdyrket jord, beregning af emissionsbesparelser fra opsamling, erstatning og geologisk lagring af CO
2
. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 34, stk. 3.
Artikel 32
Gennemførelsesretsakter
De i nærværende direktivs artikel 29, stk. 3, andet afsnit, artikel 29, stk. 8, artikel 30, stk. 5, første afsnit, artikel 30, stk. 6, andet afsnit, artikel 30, stk. 8, første afsnit, artikel 31, stk. 4, første afsnit, og artikel 31, stk. 6, omhandlede gennemførelsesforanstaltninger skal tage fuldt hensyn til bestemmelserne vedrørende drivhusgasemissionsbesparelser i overensstemmelse med artikel 7a i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/70/EF 
(
28
)
.
Artikel 33
Kommissionens overvågning
1.   Kommissionen overvåger oprindelsen af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der forbruges i Unionen, og effekten af deres produktion, herunder fortrængningseffekten, på arealanvendelsen i Unionen og i de vigtigste leverandørtredjelande. Overvågningen er baseret på medlemsstaternes integrerede nationale energi- og klimaplaner og tilknyttede statusrapporter i henhold til artikel 3, 17 og 20 i forordning (EU) 2018/1999, og rapporterne fra relevante tredjelande og mellemstatslige organisationer samt videnskabelige undersøgelser og alle andre relevante oplysninger. Kommissionen overvåger også ændringer i råvarepriserne i forbindelse med anvendelsen af biomasse til energiformål og eventuelle positive og negative virkninger for fødevaresikkerheden forbundet hermed.
2.   Kommissionen opretholder en løbende dialog og udveksling af oplysninger med tredjelande og producenter af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, forbrugerorganisationer og civilsamfundet vedrørende den generelle gennemførelse af foranstaltningerne i dette direktiv med relation til biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler. Den skal i den forbindelse være særlig opmærksom på den indvirkning, som produktionen af biobrændstoffer, flydende biobrændsel og biomassebrændsel kan have på fødevarepriserne.
3.   I 2026 forelægger Kommissionen, hvis det er relevant, et lovgivningsforslag om regelsættet til fremme af energi fra vedvarende energikilder for perioden efter 2030.
Dette forslag tager hensyn til erfaringerne fra gennemførelsen af dette direktiv, herunder dettes bæredygtighedskriterier og kriterier for besparelse af drivhusgasemissioner, og den teknologiske udvikling inden for energi fra vedvarende energikilder.
4.   I 2032 offentliggør Kommissionen en rapport, der evaluerer gennemførelsen af dette direktiv.
Artikel 34
Udvalgsprocedure
1.   Kommissionen bistås af Udvalget vedrørende Energiunionen nedsat ved artikel 44 i forordning (EU) 2018/1999.
2.   Uanset stykke 1 bistås Kommissionen i spørgsmål vedrørende bæredygtigheden af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler af Udvalget om Biobrændstoffers, Flydende Biobrændslers og Biomassebrændslers Bæredygtighed. Dette udvalg er et udvalg som omhandlet i forordning (EU) nr. 182/2011.
3.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 5 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
Afgiver udvalget ikke nogen udtalelse, vedtager Kommissionen ikke udkastet til gennemførelsesretsakt, og artikel 5, stk. 4, tredje afsnit, i forordning (EU) nr. 182/2011 finder anvendelse.
Artikel 35
Udøvelse af de delegerede beføjelser
1.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte betingelser.
2.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 8, stk. 3, andet afsnit, artikel 25, stk. 2, andet afsnit, artikel 26, stk. 2, fjerde og femte afsnit, artikel 27, stk. 1, litra c), artikel 27, stk. 3, syvende afsnit, artikel 28, stk. 5, artikel 28, stk. 6, andet afsnit, og artikel 31, stk. 5, andet afsnit, tillægges Kommissionen for en periode på fem år fra den 24. december 2018. Kommissionen udarbejder en rapport vedrørende delegationen af beføjelser senest ni måneder inden udløbet af femårsperioden. Delegationen af beføjelser forlænges stiltiende for perioder af samme varighed, medmindre Europa-Parlamentet eller Rådet modsætter sig en sådan forlængelse senest tre måneder inden udløbet af hver periode.
3.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 7, stk. 3, femte afsnit, tillægges Kommissionen for en periode på to år fra den 24. december 2018.
4.   Den i artikel 7, stk. 3, femte afsnit, artikel 8, stk. 3, andet afsnit, artikel 25, stk. 2, andet afsnit, artikel 26, stk. 2, fjerde og femte afsnit, artikel 27, stk. 1, litra c), artikel 27, stk. 3, syvende afsnit, artikel 28, stk. 5, artikel 28, stk. 6, andet afsnit, og artikel 31, stk. 5, andet afsnit, omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af afgørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
 eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen. Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
5.   Inden vedtagelsen af en delegeret retsakt hører Kommissionen eksperter, som er udpeget af hver enkelt medlemsstat, i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning.
6.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidigt Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
7.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 7, stk. 3, femte afsnit, artikel 8, stk. 3, andet afsnit, artikel 25, stk. 2, andet afsnit, artikel 26, stk. 2, fjerde og femte afsnit, artikel 27, stk. 1, litra c), artikel 27, stk. 3, syvende afsnit, artikel 28, stk. 5, artikel 28, stk. 6, andet afsnit, og artikel 31, stk. 5, andet afsnit, træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse. Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 36
Gennemførelse
1.   Medlemsstaterne sætter de nødvendige love og administrative bestemmelser i kraft for at efterkomme artikel 2-13, 15-31 og 37 samt bilag II, III og V-IX senest den 30. juni 2021. De meddeler straks Kommissionen teksten til disse love og bestemmelser.
Disse love og bestemmelser skal ved vedtagelsen indeholde en henvisning til dette direktiv eller skal ved offentliggørelsen ledsages af en sådan henvisning. De skal ligeledes indeholde oplysning om, at henvisninger i gældende love og administrative bestemmelser til det direktiv, der ophæves ved nærværende direktiv, gælder som henvisninger til nærværende direktiv. Medlemsstaterne fastsætter de nærmere regler for henvisningen og træffer bestemmelse om affattelsen af den nævnte oplysning.
2.   Medlemsstaterne meddeler Kommissionen teksten til de vigtigste nationale retsforskrifter, som de udsteder på det område, der er omfattet af dette direktiv.
3.   Dette direktiv berører ikke anvendelsen af undtagelserne i henhold til EU-retten om det indre marked for elektricitet.
Artikel 37
Ophævelse
Direktiv 2009/28/EF som ændret ved de direktiver, der er nævnt i bilag X, del A, ophæves med virkning fra den 1. juli 2021, uden at dette berører medlemsstaternes forpligtelser med hensyn til de frister for gennemførelse i national ret af de direktiver, der er angivet i bilag X, del B, og uden at dette berører medlemsstaternes forpligtelser i 2020, jf. artikel 3, stk. 1, i og bilag I, del A, til direktiv 2009/28/EF.
Henvisninger til det ophævede direktiv gælder som henvisninger til nærværende direktiv og læses efter sammenligningstabellen i bilag XI.
Artikel 38
Ikrafttræden
Dette direktiv træder i kraft på tredjedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Artikel 39
Adressater
Dette direktiv er rettet til medlemsstaterne.
Udfærdiget i Strasbourg, den 11. december 2018.
På Europa-Parlamentets vegne
A. TAJANI
Formand
På Rådets vegne
J. BOGNER-STRAUSS
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 246 af 28.7.2017, s. 55
.
(
2
)
  
            
EUT C 342 af 12.10.2017, s. 79
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 13.11.2018 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 4.12.2018.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16
).
(
5
)
  Jf. bilag XI, del A.
(
6
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF, og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (se side 1 i denne EUT).
(
7
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 af 22. oktober 2008 om energistatistik (
EUT L 304 af 14.11.2008, s. 1
).
(
8
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/77/EF den 27. september 2001 om fremme af elektricitet produceret fra vedvarende energikilder inden for det indre marked for elektricitet (
EFT L 283 af 27.10.2001, s. 33
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/30/EF af 8. maj 2003 om fremme af anvendelsen af biobrændstoffer og andre fornyelige brændstoffer til transport (
EUT L 123 af 17.5.2003, s. 42
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2008/98/EF af 19. november 2008 om affald og om ophævelse af visse direktiver (
EUT L 312 af 22.11.2008, s. 3
).
(
11
)
  
            
EUT L 198 af 20.7.2006, s. 18
.
(
12
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2012/27/EU af 25. oktober 2012 om energieffektivitet, om ændring af direktiv 2009/125/EF og 2010/30/EU samt om ophævelse af direktiv 2004/8/EF og 2006/32/EF (
EUT L 315 af 14.11.2012, s. 1
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/36/EF af 7. september 2005 om anerkendelse af erhvervsmæssige kvalifikationer (
EUT L 255 af 30.9.2005, s. 22
).
(
14
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/31/EU af 19. maj 2010 om bygningers energimæssige ydeevne (
EUT L 153 af 18.6.2010, s. 13
).
(
15
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2015/1513 af 9. september 2015 om ændring af direktiv 98/70/EF om kvaliteten af benzin og dieselolie og om ændring af direktiv 2009/28/EF om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (
EUT L 239 af 15.9.2015, s. 1
).
(
16
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 af 21. maj 2013 om en mekanisme til overvågning og rapportering af drivhusgasemissioner og rapportering af andre oplysninger vedrørende klimaændringer på nationalt plan og EU-plan og om ophævelse af beslutning nr. 280/2004/EF (
EUT L 165 af 18.6.2013, s. 13
).
(
17
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/4/EF af 28. januar 2003 om offentlig adgang til miljøoplysninger og om ophævelse af Rådets direktiv 90/313/EØF (
EUT L 41 af 14.2.2003, s. 26
).
(
18
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
19
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 af 16. februar 2011 om de generelle regler og principper for, hvordan medlemsstaterne skal kontrollere Kommissionens udøvelse af gennemførelsesbeføjelser (
EUT L 55 af 28.2.2011, s. 13
).
(
20
)
  
            
EUT C 369 af 17.12.2011, s. 14
.
(
21
)
  Rådets direktiv 2013/18/EU af 13. maj 2013 om tilpasning af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder på grund af Republikken Kroatiens tiltrædelse (
EUT L 158 af 10.6.2013, s. 230
).
(
22
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 55
).
(
23
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 af 18. juli 2018 om de finansielle regler vedrørende Unionens almindelige budget, om ændring af forordning (EU) nr. 1296/2013, (EU) nr. 1301/2013, (EU) nr. 1303/2013, (EU) nr. 1304/2013, (EU) nr. 1309/2013, (EU) nr. 1316/2013, (EU) nr. 223/2014, (EU) nr. 283/2014 og afgørelse nr. 541/2014/EU og om ophævelse af forordning (EU, Euratom) nr. 966/2012 (
EUT L 193 af 30.7.2018, s. 1
).
(
24
)
  Kommissionens henstilling 2003/361/EF af 6. maj 2003 om definitionen af mikrovirksomheder, små og mellemstore virksomheder (
EUT L 124 af 20.5.2003, s. 36
).
(
25
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 94
).
(
26
)
  Kommissionens gennemførelsesafgørelse (EU) 2017/1442 af 31. juli 2017 om fastsættelse af BAT (bedste tilgængelige teknik)-konklusioner i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/75/EU for så vidt angår store fyringsanlæg (
EUT L 212 af 17.8.2017, s. 1
).
(
27
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1059/2003 af 26. maj 2003 om indførelse af en fælles nomenklatur for regionale enheder (NUTS) (
EUT L 154 af 21.6.2003, s. 1
).
(
28
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/70/EF af 13. oktober 1998 om kvaliteten af benzin og dieselolie og om ændring af direktiv 93/12/EØF (
EFT L 350 af 28.12.1998, s. 58
).
BILAG I
NATIONALE OVERORDNEDE MÅL FOR ANDELEN AF ENERGI FRA VEDVARENDE ENERGIKILDER I DET ENDELIGE BRUTTOENERGIFORBRUG I 2020
(
1
)
A.   Nationale overordnede mål
Andelen af energi fra vedvarende energikilder i det endelige bruttoenergiforbrug i 2005 (S
2005
)
Mål for andelen af energi fra vedvarende energikilder i det endelige bruttoenergiforbrug i 2020 (S
2020
)
Belgien
2,2 %
13 %
Bulgarien
9,4 %
16 %
Tjekkiet
6,1 %
13 %
Danmark
17,0 %
30 %
Tyskland
5,8 %
18 %
Estland
18,0 %
25 %
Irland
3,1 %
16 %
Grækenland
6,9 %
18 %
Spanien
8,7 %
20 %
Frankrig
10,3 %
23 %
Kroatien
12,6 %
20 %
Italien
5,2 %
17 %
Cypern
2,9 %
13 %
Letland
32,6 %
40 %
Litauen
15,0 %
23 %
Luxembourg
0,9 %
11 %
Ungarn
4,3 %
13 %
Malta
0,0 %
10 %
Nederlandene
2,4 %
14 %
Østrig
23,3 %
34 %
Polen
7,2 %
15 %
Portugal
20,5 %
31 %
Rumænien
17,8 %
24 %
Slovenien
16,0 %
25 %
Slovakiet
6,7 %
14 %
Finland
28,5 %
38 %
Sverige
39,8 %
49 %
Det Forenede Kongerige
1,3 %
15 %
(
1
)
  For at de nationale mål i dette bilag kan nås, understreges det, at Unionens retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse anerkender, at der fortsat er behov for nationale støtteordninger til fremme af energi fra vedvarende energikilder.
BILAG II
NORMALISERINGSREGEL FOR INDREGNING AF ELEKTRICITET PRODUCERET VED VANDKRAFT OG VINDKRAFT
Følgende regel anvendes ved indregning af elektricitet, der produceres ved vandkraft i en given medlemsstat:
(Q
N(norm)
)(C
N
[(/(i)(N 14))(Q
i
C
i
)] 15), hvor
N
=
Referenceåret
Q
N(norm)
=
den normaliserede elproduktion fra alle vandkraftværker i medlemsstaten i år N, til opgørelsesformål
Q
i
=
den mængde af elektricitet, der faktisk er produceret på alle medlemsstatens vandkraftværker i år i, målt i GWh, eksklusive produktion fra pumpekraftværker, der anvender vand, der tidligere har været pumpet op til et højere niveau
C
i
=
den samlede installerede effekt, fraregnet pumpelagre, af alle medlemsstatens vandkraftværker ved udgangen af år i, målt i MW.
Følgende regel anvendes ved indregning af elektricitet, der produceres ved landbaseret vindkraft i en given medlemsstat:
(Q
N(norm)
)((C
N
 C
N 1
2)((/(i)(Nn))Q
i
(/(j)(Nn))(C
j
 C
j 1
2))), hvor
N
=
Referenceåret
Q
N(norm)
=
den normaliserede elproduktion fra alle landbaserede vindkraftanlæg i medlemsstaten i år N, til opgørelsesformål
Q
i
=
den mængde af elektricitet, der faktisk er produceret på alle medlemsstatens landbaserede vindkraftanlæg i år i, målt i GWh
C
j
=
den samlede installerede effekt af alle medlemsstatens landbaserede vindkraftanlæg ved udgangen af år j, målt i MW
n
=
4 eller det antal år forud for år N, for hvilke der foreligger kapacitets- og produktionsdata for den pågældende medlemsstat, afhængigt af hvilket der er mindst.
Følgende regel anvendes ved indregning af elektricitet, der produceres ved offshorevindkraft i en given medlemsstat:
(Q
N(norm)
)((C
N
 C
N 1
2)((/(i)(Nn))Q
i
(/(j)(Nn))(C
j
 C
j 1
2))), hvor
N
=
Referenceåret
Q
N(norm)
=
den normaliserede elproduktion fra alle offshorevindkraftanlæg i medlemsstaten i år N, til opgørelsesformål
Q
i
=
den mængde af elektricitet, der faktisk er produceret på alle medlemsstatens offshorevindkraftanlæg i år i, målt i GWh
C
j
=
den samlede installerede effekt af alle medlemsstatens offshorevindkraftanlæg ved udgangen af år j, målt i MW
n
=
4 eller det antal år forud for år N, for hvilke der foreligger kapacitets- og produktionsdata for den pågældende medlemsstat, afhængigt af hvilket der er mindst.
BILAG III
ENERGIINDHOLDET I BRÆNDSTOFFER
Brændstof
Energiindhold pr. vægtenhed (nedre brændværdi, MJ/kg)
Energiindhold pr. volumenenhed (nedre brændværdi, MJ/l)
BRÆNDSTOFFER FRA BIOMASSE OG/ELLER FRA FORARBEJDNING AF BIOMASSE
Biopropan
46
24
Ren vegetabilsk olie (olie, der er fremstillet af olieplanter ved presning, ekstraktion eller lignende processer, som kan være rå eller raffineret, men ikke kemisk modificeret)
37
34
Biodiesel — fedtsyremethylester (methylester fremstillet af olie med biomasseoprindelse)
37
33
Biodiesel — fedtsyreethylester (ethylester fremstillet af olie med biomasseoprindelse)
38
34
Biogas, som kan renses til naturgaskvalitet
50
—
Hydrogeneret (termokemisk behandlet med brint) olie af biomasseoprindelse, til brug som erstatning for diesel
44
34
Hydrogeneret (termokemisk behandlet med brint) olie af biomasseoprindelse, til brug som erstatning for benzin
45
30
Hydrogeneret (termokemisk behandlet med brint) olie af biomasseoprindelse, til brug som erstatning for jetbrændstof
44
34
Hydrogeneret (termokemisk behandlet med brint) olie af biomasseoprindelse, til brug som erstatning for LPG
46
24
Sambehandlet olie (behandlet i et raffinaderi samtidigt med fossilt brændstof) af biomasseoprindelse eller pyrolyseret biomasseoprindelse, til brug som erstatning for diesel
43
36
Sambehandlet olie (behandlet i et raffinaderi samtidigt med fossilt brændstof) af biomasseoprindelse eller pyrolyseret biomasseoprindelse, til brug som erstatning for benzin
44
32
Sambehandlet olie (behandlet i et raffinaderi samtidigt med fossilt brændstof) af biomasseoprindelse eller pyrolyseret biomasseoprindelse, til brug som erstatning for jetbrændstof
43
33
Sambehandlet olie (behandlet i et raffinaderi samtidigt med fossilt brændstof) af biomasseoprindelse eller pyrolyseret biomasseoprindelse, til brug som erstatning for LPG
46
23
BRÆNDSTOFFER FRA VEDVARENDE ENERGIKILDER, SOM KAN FREMSTILLES AF FORSKELLIGE VEDVARENDE ENERGIKILDER, HERUNDER BIOMASSE
Methanol fra vedvarende energikilder
20
16
Ethanol fra vedvarende energikilder
27
21
Propanol fra vedvarende energikilder
31
25
Butanol fra vedvarende energikilder
33
27
Fischer-Tropsch-diesel (en syntetisk kulbrinte eller en blanding af syntetiske kulbrinter, til brug som erstatning for diesel)
44
34
Fischer-Tropsch-benzin (en syntetisk kulbrinte eller en blanding af syntetiske kulbrinter fremstillet af biomasse, til brug som erstatning for benzin)
44
33
Fischer-Tropsch-jetbrændstof (en syntetisk kulbrinte eller en blanding af syntetiske kulbrinter fremstillet af biomasse, til brug som erstatning for jetbrændstof)
44
33
Fischer-Tropsch-LPG (en syntetisk kulbrinte eller en blanding af syntetiske kulbrinter, til brug som erstatning for LPG)
46
24
DME (dimethylether)
28
19
Brint fra vedvarende energikilder
120
—
Bio-ETBE (ethyl-tert-butylether, der er fremstillet ud fra ethanol)
36 (heraf 37 % fra vedvarende energikilder)
27 (heraf 37 % fra vedvarende energikilder)
MTBE (methyl-tert-butylether, der er fremstillet ud fra methanol)
35 (heraf 22 % fra vedvarende energikilder)
26 (heraf 22 % fra vedvarende energikilder)
TAEE (tert-amylethylether, der er fremstillet ud fra ethanol)
38 (heraf 29 % fra vedvarende energikilder)
29 (heraf 29 % fra vedvarende energikilder)
TAME (tert-amylmethylether, der er fremstillet ud fra methanol)
36 (heraf 18 % fra vedvarende energikilder)
28 (heraf 18 % fra vedvarende energikilder)
THxEE (tert-hexylethylether, der er fremstillet ud fra ethanol)
38 (heraf 25 % fra vedvarende energikilder)
30 (heraf 25 % fra vedvarende energikilder)
THxME (tert-hexylmethylether, der er fremstillet ud fra methanol)
38 (heraf 14 % fra vedvarende energikilder)
30 (heraf 14 % fra vedvarende energikilder)
FOSSILE BRÆNDSTOFFER
Benzin
43
32
Diesel
43
36
BILAG IV
CERTIFICERING AF INSTALLATØRER
De i artikel 18, stk. 3, omhandlede certificeringsordninger eller tilsvarende kvalificeringsordninger skal baseres på følgende kriterier:
1.
Certificerings- eller kvalificeringsprocessen skal være gennemsigtig og nøje fastlagt af medlemsstaterne eller det administrative organ, de udpeger.
2.
Installatører af biomasseanlæg, varmepumpeanlæg, systemer til overfladenær udnyttelse af geotermisk energi, solcelleanlæg og solvarmeanlæg skal være certificeret af et anerkendt uddannelsesprogram eller uddannelsessted.
3.
Uddannelsessteder og -programmer anerkendes af medlemsstaterne eller de administrative organer, de udpeger. Det anerkendende organ skal sørge for, at uddannelsesstedet løbende tilbyder uddannelsesprogrammet med god dækning både regionalt og nationalt. Uddannelsesstedet skal råde over tilstrækkeligt teknisk udstyr til at kunne tilbyde praktisk uddannelse, herunder laboratorieudstyr eller tilsvarende. Uddannelsesstedet skal ud over grunduddannelsen tilbyde kortere emnespecifikke genopfriskningskurser, bl.a. om ny teknologi, således at der er mulighed for livslang uddannelse vedrørende disse anlæg. Uddannelsesstedet kan være producenten af udstyret eller anlægget, institutter eller foreninger.
4.
Uddannelse med henblik på certificering eller kvalificering af en installatør skal omfatte såvel teori som praksis. Efter gennemført uddannelse skal installatøren have tilstrækkelige kompetencer til at installere det pågældende udstyr og de pågældende systemer, så de opfylder kundens krav til ydeevne og driftssikkerhed, er af god håndværksmæssig kvalitet og opfylder alle gældende bestemmelser og standarder, også med hensyn til energi- og miljømærkning.
5.
Uddannelseskurset skal afsluttes med aflæggelse af en prøve med henblik på udstedelse af et certifikat eller et kvalifikationsbevis. Prøven skal omfatte en praktisk vurdering af, om kedler og ovne til biomasse, varmepumpeanlæg, systemer til overfladenær udnyttelse af geotermisk energi, solcelleanlæg eller solvarmeanlæg er korrekt installeret.
6.
De i artikel 18, stk. 3, omhandlede certificeringsordninger eller tilsvarende kvalificeringsordninger skal tage behørigt hensyn til følgende retningslinjer:
a)
Der bør tilbydes anerkendt uddannelse til installatører med erhvervserfaring, som allerede har eller er ved at gennemføre følgende uddannelse:
i)
for installatører af kedler og ovne til biomasse: uddannelse som blikkenslager, vvs-installatør, vvs-energitekniker, rørsmed eller rørlægger forudsættes
ii)
for installatører af varmepumpeanlæg: uddannelse som blikkenslager eller køletekniker; grundlæggende elektriker- og blikkenslagerkompetencer (skæring af rør og samling af rør ved svejsning, lodning og limning, isolering, tætning af fittings, tæthedstest samt installation af varme- og køleanlæg) er en forudsætning
iii)
for installatører af solcelle- og solvarmeanlæg: uddannelse som blikkenslager eller elektriker; der forudsættes blikkenslager-, elektriker- og tagdækningskompetencer, herunder kendskab til samling af rør ved svejsning, lodning og limning, tætning af fittings, tæthedstest af rørsystemer, forbindelse af ledninger samt metoder til inddækning og tætning, eller
iv)
en erhvervsuddannelse, hvorved en installatør får de kompetencer, der svarer til en treårig uddannelse inden for et af de områder, der er omhandlet i litra a), b) eller c), ved både skoleundervisning og praktik.
b)
Den teoretiske del af uddannelsen til installatør af kedler og ovne til biomasse bør give et overblik over situationen på markedet for biomasse og omfatte miljøaspekter, biobrændsler, logistik, brandbeskyttelse, relaterede støtteordninger, forbrændingsteknik, fyringsteknik, optimale rørføringsløsninger, omkostnings- og lønsomhedssammenligninger samt konstruktion, installation og vedligeholdelse af biomassekedler og -ovne. Uddannelsen bør tillige bibringe et godt kendskab til eventuelle europæiske standarder for teknologi og biobrændsler, bl.a. granulat, og national ret og EU-ret på biomasseområdet.
c)
Den teoretiske del af uddannelsen til installatør af varmepumpeanlæg bør give et overblik over situationen på markedet for varmepumper og omfatte forskellige regioners geotermiske ressourcer og jordtemperatur, identifikation af jord- og bjergarter og deres varmeledningsevne, lovbestemmelser om udnyttelse af geotermiske ressourcer, mulighederne for brug af varmepumper i bygninger og valg af det bedst egnede varmepumpeanlæg samt viden om anlæggenes tekniske krav, sikkerhed, luftfiltrering, tilslutning til varmekilden og systemdesign. Uddannelsen bør tillige bibringe et godt kendskab til eventuelle europæiske standarder for varmepumper samt relevant national ret og EU-ret på området. Installatøren bør påvise følgende hovedkompetencer:
i)
grundlæggende viden om varmepumpers fysik og driftsprincipper, herunder varmepumpecyklussens karakteristika, dvs. sammenhængen mellem varmedrænets lave temperatur, varmekildens høje temperatur og systemets effektivitet, bestemmelse af effektfaktoren og sæsonydelsesfaktoren (SPF)
ii)
viden om komponenterne og deres funktion i varmepumpecyklussen, herunder kompressor, ekspansionsventil, fordamper, kondensator, fittings, smøreolie, kølemiddel, overhedning og underafkøling samt varmepumpers kølemuligheder, og
iii)
evne til at vælge og dimensionere komponenterne til et typisk anlæg, herunder bestemmelse af typiske værdier for forskellige bygningers varmebehov og for produktion af varmt vand baseret på energiforbrug, bestemmelse af varmepumpens kapacitet som funktion af varmebehovet til varmt vand, bygningens varmekapacitet og afbrydelser af elforsyningen; bestemme buffertankkomponenten og dens størrelse og inkludering af et supplerende varmesystem.
d)
Den teoretiske del af uddannelsen til installatør af solcelle- og solvarmeanlæg bør give et overblik over situationen på markedet for solenergiprodukter og omkostnings- og lønsomhedssammenligninger og omfatte miljøaspekter, solenergianlægs komponenter, karakteristika og dimensionering af solvarmesystemer, udvælgelse af præcisionssystemer og dimensionering af komponenter, bestemmelse af varmebehov, brandbeskyttelse, relaterede støtteordninger samt konstruktion, installation og vedligeholdelse af solcelle- og solvarmeanlæg. Uddannelsen bør tillige bibringe et godt kendskab til eventuelle europæiske teknologistandarder og mærkningssystemer, f.eks. Solar Keymark, og national ret og EU-ret på området. Installatøren bør påvise følgende hovedkompetencer:
i)
evne til at arbejde sikkert med det nødvendige værktøj og udstyr under overholdelse af sikkerhedskrav og -standarder og til at udpege faremomenter ved solenergianlæg med hensyn til elektricitet, vand mv.
ii)
evne til at identificere anlæg og komponenter dertil, som er specifikke for aktive og passive systemer, herunder den mekaniske konstruktion, og bestemme komponenternes placering og systemets design og konfiguration
iii)
for solcelleanlæg og solvandvarmere evne til at udpege en egnet placering af anlægget og dets orientering og hældning under hensyntagen til skyggeforhold, solindfald, den bærende konstruktion og anlæggets egnethed i forhold til bygningen eller klimaet samt identificere forskellige installationsmetoder til tagtyper og det nødvendige reguleringsudstyr, og
iv)
navnlig for solcelleanlæg, evne til at tilpasse elkonstruktionen, herunder fastslå den normale belastningsstrøm, vælge egnede ledningstyper og -dimensioner til hvert enkelt kredsløb, fastsætte den korrekte størrelse og placering af alt tilhørende udstyr og delsystemer og vælge et hensigtsmæssigt tilslutningspunkt.
e)
Installatørcertifikatet bør have tidsbegrænset gyldighed, idet fornyelse betinges af gennemførelse af et genopfriskningsseminar eller lignende.
BILAG V
REGLER FOR BEREGNING AF DRIVHUSGASEFFEKTERNE AF BIOBRÆNDSTOFFER, FLYDENDE BIOBRÆNDSLER OG DE FOSSILE BRÆNDSTOFFER, DE SAMMENLIGNES MED
A.   TYPISKE VÆRDIER OG STANDARDVÆRDIER FOR BIOBRÆNDSTOFFER, NÅR DE PRODUCERES UDEN NETTOKULSTOFEMISSION SOM FØLGE AF ÆNDRET AREALANVENDELSE
Produktionsvej for biobrændstof
Drivhusgasemissionsbesparelse — typisk værdi
Drivhusgasemissions besparelse — standardværdi
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
67 %
59 %
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
77 %
73 %
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeværk (*))
73 %
68 %
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
79 %
76 %
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
58 %
47 %
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
71 %
64 %
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
48 %
40 %
Ethanol fra majs, (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
55 %
48 %
Ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
40 %
28 %
Ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
69 %
68 %
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
47 %
38 %
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
53 %
46 %
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
37 %
24 %
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg (*))
67 %
67 %
Ethanol fra sukkerrør
70 %
70 %
Andelen fra vedvarende energikilder af ethyl-tert-butylether (ETBE)
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af tert-amylethylether (TAEE)
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
52 %
47 %
Biodiesel fra solsikke
57 %
52 %
Biodiesel fra sojabønner
55 %
50 %
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
32 %
19 %
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
51 %
45 %
Biodiesel fra olieaffald
88 %
84 %
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel (**)
84 %
78 %
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
51 %
47 %
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
58 %
54 %
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
55 %
51 %
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
34 %
22 %
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
53 %
49 %
Hydrogeneret olie fra olieaffald
87 %
83 %
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning (**)
83 %
77 %
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
59 %
57 %
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
65 %
64 %
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
63 %
61 %
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
40 %
30 %
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
59 %
57 %
Ren olie fra olieaffald
98 %
98 %
(*)
Standardværdier for processer, som anvender kraftvarmeanlæg er kun gyldige, hvis al procesvarmen leveres af kraftvarmeanlæg.
(**)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1069/2009
 (
1
)
, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
B.   SKØNNEDE TYPISKE VÆRDIER OG STANDARDVÆRDIER FOR FREMTIDIGE BIOBRÆNDSTOFFER, DER IKKE VAR PÅ MARKEDET, ELLER DER KUN VAR PÅ MARKEDET I UDETYDELIG MÆNGDE, I 2016, NÅR DE PRODUCERES UDEN NETTOKULSTOFEMISSIONER SOM FØLGE AF ÆNDRET AREALANVENDELSE
Produktionsvej for biobrændstof
Drivhusgasemissionsbesparelse — typisk værdi
Drivhusgasemissions besparelse — standardværdi
Ethanol fra hvedehalm
85 %
83 %
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
85 %
85 %
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
82 %
82 %
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
85 %
85 %
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
82 %
82 %
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
86 %
86 %
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
83 %
83 %
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
86 %
86 %
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
83 %
83 %
Fischer–Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
89 %
89 %
Fischer–Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
89 %
89 %
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
89 %
89 %
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
89 %
89 %
Andelen fra vedvarende energikilder af methyl-tert-butylether (MTBE)
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
C.   METODER
1.
Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af transportbrændstoffer, biobrændstoffer og flydende biobrændsler beregnes således:
a)
Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af biobrændstoffer beregnes ved følgende formel:
E = e
ec
 + e
l
 + e
p
 + e
td
 + e
u
 — e
sca
 — e
ccs
 — e
ccr
,
hvor
E
=
de samlede emissioner fra anvendelsen af brændstoffet
e
ec
=
emissionerne fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne
e
l
=
de årlige emissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen
e
p
=
emissionerne fra forarbejdning
e
td
=
emissionerne fra transport og distribution
e
u
=
emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
e
sca
=
emissionsbesparelse fra akkumulering af kulstof i jorden via forbedret landbrugsforvaltning
e
ccs
=
emissionsbesparelse fra opsamling og geologisk lagring af CO
2
 og
e
ccr
=
emissionsbesparelse fra opsamling og erstatning af CO
2
.
Emissioner fra fremstilling af maskiner og udstyr medregnes ikke.
b)
Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af flydende biobrændsler beregnes som for biobrændstoffer (E), men med den nødvendige udvidelse for at inkludere energikonverteringen til produceret elektricitet og/eller opvarmning og køling, således:
i)
Energianlæg, som kun leverer varme:
ii)
Energianlæg, som kun leverer elektricitet:
hvor
EC
h,el
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det endelige energiprodukt.
E
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det flydende biobrændstof inden den afsluttende konvertering.
η
el
=
Eleffektiviteten, defineret som den årlige elproduktion divideret med den årlige tilførsel af det flydende biobrændstof baseret på dets energiindhold.
η
h
=
Varmeeffektiviteten, defineret som den årlige nyttevarmeproduktion divideret med den årlige tilførsel af det flydende biobrændstof baseret på dets energiindhold.
iii)
For den elektriske eller mekaniske energi fra energianlæg, som leverer nyttevarme sammen med elektricitet og/eller mekanisk energi:
iv)
For nyttevarmen fra energianlæg, som leverer varme sammen med elektricitet og/eller mekanisk energi:
hvor
EC
h,el
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det endelige energiprodukt.
E
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det flydende biobrændstof inden den afsluttende konvertering.
η
el
=
Eleffektiviteten, defineret som den årlige elproduktion divideret med den årlige tilførsel af brændsel baseret på dets energiindhold.
η
h
=
Varmeeffektiviteten, defineret som den årlige nyttevarmeproduktion divideret med den årlige tilførsel af brændsel baseret på dets energiindhold.
C
el
=
Brøkdelen af energi i elektricitet og/eller mekanisk energi, fastsat til 100 % (C
el
 = 1).
C
h
=
Carnotvirkningsgrad (brøkdel af eksergi i nyttevarmen).
Carnotvirkningsgraden, C
h
, for nyttevarme ved forskellige temperaturer er defineret som:
hvor
T
h
=
Nyttevarmens temperatur, målt i absolut temperatur (kelvin) på det sted, hvor den leveres.
T
0
=
Omgivelsernes temperatur, fastsat til 273,15 kelvin (svarende til 0 
o
C)
Hvis den overskydende varme overføres til opvarmning af bygninger ved en temperatur under 150 
o
C (423,15 kelvin), kan C
h
 alternativt defineres således:
C
h
=
Carnotvirkningsgrad for varme ved 150 
o
C (423,15 kelvin), som er: 0,3546
Med henblik på denne beregning finder følgende definitioner anvendelse:
a)
»kraftvarmeproduktion«: samtidig produktion af termisk energi og elektrisk og/eller mekanisk energi i en og samme proces
b)
»nyttevarme«: varme, der produceres med henblik på tilfredsstillelse af en økonomisk begrundet efterspørgsel efter varme til opvarmning eller køling
c)
»økonomisk begrundet efterspørgsel«: den efterspørgsel, der ikke overstiger behovet for opvarmning eller køling, og som ellers ville kunne imødekommes på markedets betingelser.
2.
Drivhusgasemissioner fra biobrændstoffer og flydende biobrændsler udtrykkes således:
a)
drivhusgasemissionerne fra biobrændstoffer, E, udtrykkes i gram CO
2
-ækvivalent pr. MJ brændstof, g CO
2
eq/MJ.
b)
drivhusgasemissionerne fra flydende biobrændstoffer, EC, udtrykkes i gram CO
2
-ækvivalenter pr. MJ endeligt energiprodukt (varme eller elektricitet), g CO
2
eq/MJ.
Når opvarmning og køling produceres i én proces med elektricitet, skal emissionerne fordeles mellem varme og elektricitet (som under punkt 1, litra b)), uanset om varmen faktisk anvendes til opvarmning eller køling 
(
2
)
.
Hvis drivhusgasemissionerne fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 udtrykkes i enheden g CO
2
eq/tørton råprodukt, beregnes konverteringen til gram CO
2
-ækvivalent pr. MJ brændsel, g CO
2
eq/MJ, således 
(
3
)
:
hvor
Emissioner pr. tørton råprodukt beregnes således:
3.
Drivhusgasemissionsbesparelser fra biobrændstoffer og flydende biobrændsler beregnes således:
a)
drivhusgasemissionsbesparelser fra biobrændstoffer:
BESPARELSE = (E 
F(t)
 — E 
B
)/E 
F(t)
,
hvor
E
B
=
de samlede emissioner fra biobrændstoffet og
E
F(t)
=
de samlede emissioner fra det fossile transportbrændstof, der sammenlignes med.
b)
drivhusgasemissionsbesparelser fra varme og køling og elektricitet, der produceres ud fra flydende biobrændsler:
BESPARELSE = (EC
F(h&c,el)
 — EC
B(h&c,el)
)/EC
F (h&c,el)
,
hvor
EC
B(h&c,el)
=
de samlede emissioner fra varmen eller elektriciteten og
EC
F(h&c,el)
=
de samlede emissioner fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, for nyttevarme eller elektricitet.
4.
Ved beregningen efter punkt 1 medregnes drivhusgasserne CO
2
, N
2
O og CH
4
. Der benyttes følgende koefficienter ved beregning af CO
2
-ækvivalenter:
CO
2
:
1
N
2
O
:
298
CH
4
:
25
5.
I emissionerne fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne, e
ec
, indgår emissioner fra følgende: selve udvindings- eller dyrkningsprocessen; indsamlingen, tørringen og lagringen af råmaterialerne; svind og lækager; fremstillingen af kemikalier eller produkter, der benyttes ved udvindingen eller dyrkningen. Opsamling af CO
2
 ved dyrkning af råmaterialer medregnes ikke. I stedet for de faktiske værdier af emissionen fra dyrkning af landbrugsbiomasse kan der benyttes skøn, der bygger på regionale gennemsnit for dyrkningsemissioner i de i artikel 31, stk. 4, omhandlede rapporter eller oplysningerne om de disaggregerede standardværdier for dyrkningsemissioner i dette bilag. Er der ingen relevante informationer i disse rapporter, er det tilladt at beregne gennemsnit på grundlag af lokal landbrugspraksis, f.eks. ud fra data om grupper af landbrug, som et alternativ til brugen af faktiske værdier.
6.
I forbindelse med den i punkt 1, litra a), omhandlede beregning tages der kun hensyn til drivhusgasemissionsbesparelser fra forbedret landbrugsforvaltning, e
sca
, såsom skifte til begrænset eller ingen jordbearbejdning, forbedrede afgrøder/vekseldrift, brug af dækafgrøder, herunder håndtering af afgrøderester, og brug af organiske jordforbedringsmidler (f.eks. kompost, forgæret naturgødningsfermentat), hvis der forelægges pålidelig og verificerbar dokumentation for øget kulstof i jorden, eller hvis det er rimeligt at forvente, at kulstoffet er øget over den periode, hvor de pågældende råmaterialer blev dyrket, samtidig med at der også tages hensyn til emissioner, hvor sådan praksis har ført til øget brug af gødning og ukrudtsmidler 
(
4
)
.
7.
Årlige emissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen, el, beregnes ved fordeling af de samlede emissioner ligeligt over 20 år. Sådanne emissioner beregnes efter følgende formel:
e
l
 = (CS
R
 — CS
A
) × 3,664 × 1/20 × 1/P — e
B
, 
(
5
)
hvor
e
l
=
de årlige drivhusgasemissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen (målt i vægtmængde (gram) CO
2
-ækvivalenter pr. energienhed fra biobrændstof eller flydende biobrændsel (megajoule)). »Dyrkede arealer«
 (
6
)
 og »dyrkede arealer med flerårige afgrøder«
 (
7
)
 betragtes som én arealanvendelse.
CS
R
=
det kulstoflager pr. arealenhed, der svarer til referencearealanvendelsen (målt i vægtmængde (tons) kulstof pr. arealenhed, inkl. jord og vegetation). Som referencearealanvendelse gælder arealanvendelsen i januar 2008, eller 20 år før råmaterialet er høstet, afhængigt af hvilken der er senest
CS
A
=
det kulstoflager pr. arealenhed, der svarer til den faktiske arealanvendelse (målt i vægtmængde (tons) kulstof pr. arealenhed, inkl. jord og vegetation). I tilfælde, hvor kulstoflagrene akkumuleres over mere end et år, skal den værdi, der tillægges CSA, være det skønnede lager pr. arealenhed efter 20 år, eller når afgrøden er moden, afhængigt af hvilket der er tidligst
P
=
afgrødens produktivitet (målt i biobrændstoffets eller det flydende biobrændsels energiindhold pr. arealenhed pr. år), og
e
B
=
bonus på 29 g CO
2
eq/MJ biobrændstof eller flydende biobrændsel, såfremt biomassen stammer fra genoprettede nedbrudte arealer på de i punkt 8 omhandlede betingelser.
8.
Bonussen på 29 g CO
2
eq/MJ finder anvendelse, såfremt det kan dokumenteres, at det pågældende areal:
a)
ikke blev udnyttet til landbrugsformål eller nogen anden aktivitet i januar 2008 og
b)
er et stærkt nedbrudt areal, herunder sådanne arealer, der tidligere har været udnyttet til landbrugsformål.
Bonussen på 29 g CO
2
eq/MJ finder anvendelse i en periode på op til 20 år fra tidspunktet for omlægningen af jorden til landbrugsmæssig udnyttelse, forudsat at der på arealer, der hører under b), sikres en regelmæssig vækst i kulstoflageret samt en anselig reduktion af erosionen.
9.
»Stærkt nedbrudte arealer« betyder arealer, som i et betydeligt tidsrum har været enten betydeligt tilsaltede eller har haft et særlig lavt indhold af organiske materialer, og som har været stærkt eroderede.
10.
Kommissionen reviderer senest den 31. december 2020 retningslinjer for beregning af kulstoflagre i jorden 
(
8
)
 på grundlag af IPCC's 2006 retningslinjer for nationale drivhusgasopgørelser — bind 4 og i overensstemmelse med forordning (EU) nr. 525/2013 og Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/841 
(
9
)
. Kommissionens retningslinjer skal fungere som grundlag ved beregning af kulstoflagre i jorden med henblik på dette direktiv.
11.
I emissionerne fra forarbejdning, ep, skal indgå emissioner fra følgende: selve forarbejdningen, svind og lækager; fremstilling af kemikalier eller produkter, der benyttes ved forarbejdningen, herunder CO
2
-emissioner svarende til kulstofindholdet af fossile tilførsler, uanset om de faktisk forbrændes i processen.
Ved indregningen af det elforbrug, der ikke produceres på brændstofproduktionsanlægget selv, antages intensiteten af drivhusgasemissionerne ved produktion og distribution af den pågældende elektricitet at have samme størrelse som den gennemsnitlige emissionsintensitet ved produktion og distribution af elektricitet i et nærmere defineret område. Uanset denne regel kan producenter benytte en gennemsnitsværdi for et enkelt elværks elproduktion, hvis det pågældende værk ikke er tilsluttet til elnettet.
Emissioner fra forarbejdning skal omfatte emissioner fra tørring af mellemprodukter og -materialer, hvis relevant.
12.
I emissionerne fra transport og distribution, e
td
, indgår emissioner fra transport af råmaterialer og halvfabrikata samt fra lagring og distribution af færdigvarer. Emissionerne fra transport og distribution, der medtages i henhold til punkt 5, er ikke omfattet af dette punkt.
13.
Emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet, e
u
, sættes til nul for biobrændstoffer og flydende biobrændsler.
Emissioner af ikke-CO
2
-drivhusgasserne (N
2
O og CH
4
) fra det anvendte brændsel inkluderes i e
u
-faktoren for flydende biobrændsler.
14.
Emissionsbesparelse fra opsamling og geologisk lagring af CO
2
, e
ccs
, der ikke allerede er medregnet i ep, må kun omfatte emissioner, der undgås ved opsamling og lagring af CO
2
, hvis emission er direkte knyttet til udvinding, transport, forarbejdning og distribution af brændstof, hvis lagringen sker i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/31/EF 
(
10
)
 om geologisk lagring af kuldioxid.
15.
Emissionsbesparelse fra opsamling og erstatning af CO
2
, e
ccr
, skal være direkte forbundet med produktionen af biobrændstof eller flydende biobrændsel, som de er knyttet til, og må kun omfatte emissioner, der undgås ved opsamling af CO
2
, hvis kulstof hidrører fra biomasse, og som anvendes til at erstatte fossilt afledt CO
2
 under produktion af kommercielle produkter og tjenesteydelser.
16.
Hvis en kraftvarmeproduktionsenhed — som leverer varme og/eller elektricitet til en brændstoffremstillingsproces, for hvilke emissionerne beregnes — producerer overskydende elektricitet og/eller overskydende nyttevarme, fordeles drivhusgasemissionerne mellem elektriciteten og nyttevarmen i henhold til varmens temperatur (som afspejler udbyttet (nytten) af varmen). Den nyttige del af varmen fås ved at gange dens energiindhold med Carnotvirkningsgraden, C
h
, beregnet således:
hvor
T
h
=
Nyttevarmens temperatur, målt i absolut temperatur (kelvin) på det sted, hvor den leveres.
T
0
=
Omgivelsernes temperatur, fastsat til 273,15 kelvin (svarende til 0 
o
C)
Hvis den overskydende varme overføres til opvarmning af bygninger ved en temperatur under 150 
o
C (423,15 kelvin), kan C
h
 alternativt defineres således:
C
h
=
Carnotvirkningsgrad for varme ved 150 
o
C (423,15 kelvin), som er: 0,3546
I forbindelse med denne beregning anvendes de faktiske virkningsgrader, der er defineret som den årlige mekaniske energi, elektricitet og varme produceret, som hver især divideres med den årlige energitilførsel.
Med henblik på denne beregning finder følgende definitioner anvendelse:
a)
»kraftvarmeproduktion«: samtidig produktion af termisk energi og elektrisk og/eller mekanisk energi i en og samme proces
b)
»nyttevarme«: varme, der produceres med henblik på tilfredsstillelse af en økonomisk begrundet efterspørgsel efter varme til opvarmning eller køling
c)
»økonomisk begrundet efterspørgsel«: den efterspørgsel, der ikke overstiger behovet for opvarmning eller køling, og som ellers ville kunne imødekommes på markedets betingelser.
17.
Hvis der ved en brændstofproduktionsproces fremstilles en kombination af det brændstof, hvis emissioner beregnes, og et eller flere andre produkter (biprodukter), fordeles drivhusgasemissionerne mellem brændstoffet eller dets mellemprodukt og biprodukterne i forhold til deres energiindhold (udtrykt ved nedre brændværdi for alle andre biprodukter end elektricitet og varme). Drivhusgasintensiteten af overskydende nyttevarme eller overskydende elektricitet er den samme som drivhusgasintensiteten af varme eller elektricitet, der leveres til brændstofproduktionsprocessen, og bestemmes ved at beregne drivhusgasintensiteten af alle tilførsler og emissioner, herunder råprodukter og CH
4
- og N
2
O-emissioner, til og fra kraftvarmeproduktionsenheden, kedelanlægget eller andet udstyr, der leverer varme eller elektricitet til brændstofproduktionsprocessen. Hvis der er tale om samtidig produktion af varme og elektricitet (kraftvarmeproduktion), foretages beregningen som i punkt 16.
18.
De emissioner, der skal fordeles ved beregningen under punkt 17, er e
ec
 + e
l
 + e
sca
 + de brøkdele af e
p
, e
td
, e
ccs
, og e
ccr
, som finder sted til og med det procestrin, hvor et biprodukt er fremstillet. Hvis der på et tidligere procestrin i livscyklussen er sket allokering til biprodukter, træder den brøkdel af disse emissioner, der i det sidste procestrin er tilskrevet brændstofmellemproduktet, i stedet for den fulde emission ved beregningen.
For biobrændstoffer og flydende biobrændsler skal alle biprodukter tages med ved beregningen. Der allokeres ingen emissioner til affald og restprodukter. Biprodukter med negativt energiindhold sættes ved beregningen til et energiindhold på nul.
Affald og restprodukter, herunder trætoppe og grene, halm, bælge, avner og nøddeskaller, og restprodukter fra forarbejdning, herunder råglycerin (glycerin, der ikke er raffineret) og bagasse, sættes til at have drivhusgasemissioner på nul i de processer i deres livscyklus, der ligger forud for indsamlingen af disse materialer, uanset om de forarbejdes til mellemprodukter, inden de omdannes til det endelige produkt.
Hvis der er tale om brændstoffer produceret i raffinaderier, i andre tilfælde end kombinationen af forarbejdningsanlæg med kedelanlæg eller kraftvarmeproduktionsanlæg, der leverer varme og/eller elektricitet til forarbejdningsanlægget, skal den enhed, der analyseres i forbindelse med beregningen i punkt 17, være raffinaderiet.
19.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for biobrændstoffer benyttes som værdi for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, E
F(t)
 94 g CO
2
eq/MJ.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for flydende biobrændsler til elproduktion benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, EC
F(e)
 183 g CO
2
eq/MJ.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for flydende biobrændsler til produktion af nyttevarme samt til produktion af opvarmning og/eller køling benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, EC
F(h&c)
-værdien 80 g CO
2
eq/MJ.
D.   DISAGGREGEREDE STANDARDVÆRDIER FOR BIOBRÆNDSTOFFER OG FLYDENDE BIOBRÆNDSLER
Disaggregerede standardværdier for dyrkning: »e
ec
« som defineret i dette bilags del C, inklusive N
2
O-emissioner fra jord
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer
9,6
9,6
Ethanol fra majs
25,5
25,5
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs
27,0
27,0
Ethanol fra sukkerrør
17,1
17,1
Andelen fra vedvarende energikilder af ETBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af TAEE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
32,0
32,0
Biodiesel fra solsikke
26,1
26,1
Biodiesel fra sojabønner
21,2
21,2
Biodiesel fra palmeolie
26,2
26,2
Biodiesel fra olieaffald
0
0
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
**
)
0
0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
33,4
33,4
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
26,9
26,9
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
22,1
22,1
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie
27,4
27,4
Hydrogeneret olie fra olieaffald
0
0
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
**
)
0
0
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
33,4
33,4
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
27,2
27,2
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
22,2
22,2
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie
27,1
27,1
Ren olie fra olieaffald
0
0
Disaggregerede standardværdier for dyrkning: »e
ec
« — kun for N
2
O-emissioner fra jord (disse værdier er allerede medtaget i de disaggregerede værdier for dyrkningsemissioner i »e
ec
«-tabellen)
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer
4,9
4,9
Ethanol fra majs
13,7
13,7
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs
14,1
14,1
Ethanol fra sukkerrør
2,1
2,1
Andelen fra vedvarende energikilder af ETBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af TAEE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
17,6
17,6
Biodiesel fra solsikke
12,2
12,2
Biodiesel fra sojabønner
13,4
13,4
Biodiesel fra palmeolie
16,5
16,5
Biodiesel fra olieaffald
0
0
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
**
)
0
0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
18,0
18,0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
12,5
12,5
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
13,7
13,7
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie
16,9
16,9
Hydrogeneret olie fra olieaffald
0
0
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
**
)
0
0
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
17,6
17,6
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
12,2
12,2
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
13,4
13,4
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie
16,5
16,5
Ren olie fra olieaffald
0
0
Disaggregerede standardværdier for forarbejdning: »e
p
« som defineret i dette bilags del C
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
18,8
26,3
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
9,7
13,6
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
13,2
18,5
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
7,6
10,6
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
27,4
38,3
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
15,7
22,0
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
20,8
29,1
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
14,8
20,8
Ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
28,6
40,1
Ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
1,8
2,6
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
21,0
29,3
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
15,1
21,1
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
30,3
42,5
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*1
)
)
1,5
2,2
Ethanol fra sukkerrør
1,3
1,8
Andelen fra vedvarende energikilder af ETBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af TAEE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
11,7
16,3
Biodiesel fra solsikke
11,8
16,5
Biodiesel fra sojabønner
12,1
16,9
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
30,4
42,6
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
13,2
18,5
Biodiesel fra olieaffald
9,3
13,0
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
*2
)
13,6
19,1
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
10,7
15,0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
10,5
14,7
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
10,9
15,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
27,8
38,9
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
9,7
13,6
Hydrogeneret olie fra olieaffald
10,2
14,3
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
*2
)
14,5
20,3
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
3,7
5,2
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
3,8
5,4
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
4,2
5,9
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
22,6
31,7
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
4,7
6,5
Ren olie fra olieaffald
0,6
0,8
Disaggregerede standardværdier kun for olieekstraktion (disse værdier er allerede medtaget i de disaggregerede værdier for forarbejdningsemissioner i »e
p
«-tabellen)
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Biodiesel fra rapsfrø
3,0
4,2
Biodiesel fra solsikke
2,9
4,0
Biodiesel fra sojabønner
3,2
4,4
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
20,9
29,2
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
3,7
5,1
Biodiesel fra olieaffald
0
0
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
**
)
4,3
6,1
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
3,1
4,4
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
3,0
4,1
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
3,3
4,6
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
21,9
30,7
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
3,8
5,4
Hydrogeneret olie fra olieaffald
0
0
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
**
)
4,3
6,0
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
3,1
4,4
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
3,0
4,2
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
3,4
4,7
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
21,8
30,5
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
3,8
5,3
Ren olie fra olieaffald
0
0
Disaggregerede standardværdier for transport og distribution: »e
td
« som defineret i dette bilags del C
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
2,3
2,3
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
2,3
2,3
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,3
2,3
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,3
2,3
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,3
2,3
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,3
2,3
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
2,2
2,2
Ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
2,2
2,2
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*3
)
)
2,2
2,2
Ethanol fra sukkerrør
9,7
9,7
Andelen fra vedvarende energikilder af ETBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af TAEE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
1,8
1,8
Biodiesel fra solsikke
2,1
2,1
Biodiesel fra sojabønner
8,9
8,9
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
6,9
6,9
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
6,9
6,9
Biodiesel fra olieaffald
1,9
1,9
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
*4
)
1,7
1,7
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
1,7
1,7
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
2,0
2,0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
9,2
9,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
7,0
7,0
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
7,0
7,0
Hydrogeneret olie fra olieaffald
1,7
1,7
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
*4
)
1,5
1,5
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
1,4
1,4
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
1,7
1,7
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
8,8
8,8
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
6,7
6,7
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
6,7
6,7
Ren olie fra olieaffald
1,4
1,4
Disaggregerede standardværdier for transport og distribution, kun endeligt brændstof. Disse værdier er allerede medtaget i tabellen om »transport- og distributionsemissioner e
td
« som defineret i dette bilags del C, men de følgende værdier kan være nyttige, hvis en økonomisk aktør ønsker at angive de faktiske transportemissioner kun for transport af afgrøder eller olie.
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
1,6
1,6
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
1,6
1,6
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*5
)
)
1,6
1,6
Ethanol fra sukkerrør
6,0
6,0
Andelen af ethyl-tert-butylether (ETBE) fra vedvarende ethanol
Vil blive anset som svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen af tert-amylethylether (TAEE) fra vedvarende ethanol
Vil blive anset som svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
1,3
1,3
Biodiesel fra solsikke
1,3
1,3
Biodiesel fra sojabønner
1,3
1,3
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
1,3
1,3
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
1,3
1,3
Biodiesel fra olieaffald
1,3
1,3
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
*6
)
1,3
1,3
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
1,2
1,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
1,2
1,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
1,2
1,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
1,2
1,2
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
1,2
1,2
Hydrogeneret olie fra olieaffald
1,2
1,2
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
*6
)
1,2
1,2
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
0,8
0,8
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
0,8
0,8
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
0,8
0,8
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
0,8
0,8
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
0,8
0,8
Ren olie fra olieaffald
0,8
0,8
I alt for dyrkning, forarbejdning, transport og distribution
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
30,7
38,2
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
21,6
25,5
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
25,1
30,4
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
19,5
22,5
Ethanol fra sukkerroer (ingen biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
39,3
50,2
Ethanol fra sukkerroer (med biogas fra slop, brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
27,6
33,9
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
48,5
56,8
Ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
42,5
48,5
Ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
56,3
67,8
Ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
29,5
30,3
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i konventionelt kedelanlæg)
50,2
58,5
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (naturgas som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
44,3
50,3
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (brunkul som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
59,5
71,7
Andet korn, eksklusive ethanol fra majs (restprodukter fra skovbrug som procesbrændsel i kraftvarmeanlæg
 (
*7
)
)
30,7
31,4
Ethanol fra sukkerrør
28,1
28,6
Andelen fra vedvarende energikilder af ETBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Andelen fra vedvarende energikilder af TAEE
Svarende til den anvendte produktionsvej for ethanol
Biodiesel fra rapsfrø
45,5
50,1
Biodiesel fra solsikke
40,0
44,7
Biodiesel fra sojabønner
42,2
47,0
Biodiesel fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
63,5
75,7
Biodiesel fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
46,3
51,6
Biodiesel fra olieaffald
11,2
14,9
Animalsk fedt fra afsmeltning af biodiesel
 (
*8
)
15,3
20,8
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra rapsfrø
45,8
50,1
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra solsikke
39,4
43,6
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra sojabønne
42,2
46,5
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
62,2
73,3
Hydrogeneret vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
44,1
48,0
Hydrogeneret olie fra olieaffald
11,9
16,0
Hydrogeneret olie fra animalsk fedt fra afsmeltning
 (
*8
)
16,0
21,8
Ren vegetabilsk olie fra rapsfrø
38,5
40,0
Ren vegetabilsk olie fra solsikke
32,7
34,3
Ren vegetabilsk olie fra sojabønne
35,2
36,9
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (åbent spildevandsbassin)
56,3
65,4
Ren vegetabilsk olie fra palmeolie (proces med methanopsamling fra oliemølle)
38,4
57,2
Ren olie fra olieaffald
2,0
2,2
E.   SKØNNEDE DISAGGREGEREDE STANDARDVÆRDIER FOR FREMTIDIGE BIOBRÆNDSTOFFER, DER IKKE VAR PÅ MARKEDET, ELLER DER KUN VAR PÅ MARKEDET I UBETYDELIG MÆNGDE I 2016
Disaggregerede standardværdier for dyrkning: »e
ec
« som defineret i dette bilags del C, inklusive N
2
O-emissioner (herunder opflisning af træaffald eller dyrket træ)
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
1,8
1,8
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
3,3
3,3
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
8,2
8,2
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
8,2
8,2
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
12,4
12,4
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
3,1
3,1
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
7,6
7,6
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
3,1
3,1
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
7,6
7,6
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,5
2,5
Fischer-Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,5
2,5
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,5
2,5
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,5
2,5
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
Disaggregerede standardværdier for N
2
O-emissioner fra jord (inkluderet i de disaggregerede standardværdier for dyrkningsemissioner i »e
ec
«-tabellen)
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
0
0
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
4,4
4,4
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
4,4
4,4
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
4,1
4,1
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
4,1
4,1
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Fischer-Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
Disaggregerede standardværdier for forarbejdning: »e
p
« som defineret i dette bilags del C
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
4,8
6,8
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
0,1
0,1
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
0,1
0,1
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
0,1
0,1
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
0,1
0,1
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
0
0
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
0
0
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
0
0
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Fischer–Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
0
0
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
Disaggregerede standardværdier for transport og distribution: »e
td
« som defineret i dette bilags del C
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
7,1
7,1
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
10,3
10,3
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
8,4
8,4
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
10,3
10,3
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
8,4
8,4
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
10,4
10,4
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
8,6
8,6
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
10,4
10,4
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
8,6
8,6
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
7,7
7,7
Fischer–Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
7,9
7,9
DME fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
7,7
7,7
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
7,9
7,9
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
Disaggregerede standardværdier for transport og distribution, kun endeligt brændstof: Disse værdier er allerede medtaget i tabellen om »transport- og distributionsemissioner e
td
« som defineret i dette bilags del C, men de følgende værdier kan være nyttige, hvis en økonomisk aktør ønsker at angive de faktiske transportemissioner kun for råprodukt.
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
1,6
1,6
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
1,2
1,2
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
1,2
1,2
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
1,2
1,2
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
1,2
1,2
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
2,0
2,0
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
2,0
2,0
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
2,0
2,0
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
2,0
2,0
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,0
2,0
Fischer-Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,0
2,0
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,0
2,0
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
2,0
2,0
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
I alt for dyrkning, forarbejdning, transport og distribution
Produktionsvej for biobrændstof og flydende biobrændsel
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Ethanol fra hvedehalm
13,7
15,7
Fischer-Tropsch-diesel fra træaffald i fritstående anlæg
13,7
13,7
Fischer-Tropsch-diesel fra dyrket træ i fritstående anlæg
16,7
16,7
Fischer-Tropsch-benzin fra træaffald i fritstående anlæg
13,7
13,7
Fischer-Tropsch-benzin fra dyrket træ i fritstående anlæg
16,7
16,7
Dimethylether (DME) fra træaffald i fritstående anlæg
13,5
13,5
Dimethylether (DME) fra dyrket træ i fritstående anlæg
16,2
16,2
Methanol fra træaffald i fritstående anlæg
13,5
13,5
Methanol fra dyrket træ i fritstående anlæg
16,2
16,2
Fischer-Tropsch-diesel fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
10,2
10,2
Fischer–Tropsch-benzin fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
10,4
10,4
Dimethylether (DME) fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
10,2
10,2
Methanol fra forgasning af sortlud integreret med cellulosemølle
10,4
10,4
Andelen fra vedvarende energikilder af MTBE
Svarende til den anvendte produktionsvej for methanol
(
1
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1069/2009 af 21. oktober 2009 om sundhedsbestemmelser for animalske biprodukter og afledte produkter, som ikke er bestemt til konsum, og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1774/2002 (forordningen om animalske biprodukter) (
EUT L 300 af 14.11.2009, s. 1
).
(
2
)
  Varme eller overskudsvarme anvendes til at producere køling (kold luft eller koldt vand) via absorptionskølere. Det er derfor hensigtsmæssigt kun at beregne emissionerne, der er knyttet til varmen, pr. MJ varme, uanset om slutanvendelsen af den pågældende varme faktisk er opvarmning eller køling via absorptionskølere.
(
3
)
  Formlen til beregning af drivhusgasemissioner fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 beskriver tilfælde, hvor råprodukter konverteres til biobrændstof i et enkelt skridt. Ved mere komplekse forsyningskæder er det nødvendigt at foretage justeringer med henblik på beregning af drivhusgasemissioner fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 for mellemprodukter.
(
4
)
  Måling af kulstof i jorden kan udgøre en sådan dokumentation, f.eks. ved en første måling før dyrkningen og efterfølgende målinger med regelmæssige mellemrum adskilt af flere år. Før anden måling er tilgængelig, skønnes forøgelsen af kulstof i jorden i dette tilfælde på grundlag af repræsentative eksperimenter eller jordmodeller. Fra anden måling og frem vil målingerne udgøre et grundlag for at kunne fastslå, at kulstoffet i jorden er forøget, og størrelsen heraf.
(
5
)
  Størrelsen 3,664 er den kvotient, der fås ved at dividere molekylvægten af CO
2
 (44,010 g/mol) med molekylvægten af kulstof (12,011 g/mol).
(
6
)
  Dyrkede arealer som defineret af IPCC.
(
7
)
  Flerårige afgrøder er defineret som stedsevarende afgrøder, hvis stængel eller stamme sædvanligvis ikke høstes hvert år, såsom hurtigvoksende stævningsskov og oliepalmer.
(
8
)
  Kommissionens afgørelse 2010/335/EU af 10. juni 2010 om retningslinjer for beregning af kulstoflagre i jorden med henblik på bilag V til direktiv 2009/28/EF (
EUT L 151 af 17.6.2010, s. 19
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/841 af 30. maj 2018 om medtagelse af drivhusgasemissioner og -optag fra arealanvendelse, ændret arealanvendelse og skovbrug i klima- og energirammen for 2030 og om ændring af forordning (EU) nr. 525/2013 og afgørelse nr. 529/2013/EU (
EUT L 156 af 19.6.2018, s. 1
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/31/EF af 23. april 2009 om geologisk lagring af kuldioxid og om ændring af Rådets direktiv 85/337/EØF, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF, 2001/80/EF, 2004/35/EF, 2006/12/EF, 2008/1/EF og forordning (EF) nr. 1013/2006 (
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 114
).
(
**
)
  Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
**
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
*1
)
  Standardværdier for processer, som anvender kraftvarmeanlæg er kun gyldige, hvis al procesvarmen leveres af kraftvarmeanlæg.
(
*2
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
**
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
*3
)
  Standardværdier for processer, som anvender kraftvarmeanlæg er kun gyldige, hvis al procesvarmen leveres af kraftvarmeanlæg.
(
*4
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
*5
)
  Standardværdier for processer, som anvender kraftvarmeanlæg er kun gyldige, hvis al procesvarmen leveres af kraftvarmeanlæg.
(
*6
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
(
*7
)
  Standardværdier for processer, som anvender kraftvarmeanlæg er kun gyldige, hvis al procesvarmen leveres af kraftvarmeanlæg.
(
*8
)
Finder kun anvendelse på biobrændstoffer fremstillet af animalske biprodukter, der er klassificeret som kategori 1- og 2-materiale i overensstemmelse med forordning (EF) nr. 1069/2009, for hvilke emissioner fra hygiejnisering som led i afsmeltningen ikke tages i betragtning.
BILAG VI
REGLER FOR BEREGNING AF DRIVHUSGASEFFEKTERNE AF BIOMASSEBRÆNDSTOFFER OG DE FOSSILE BRÆNDSTOFFER, DE SAMMENLIGNES MED
A.   Typiske værdier og standardværdier af drivhusgasemissionsbesparelser for biomassebrændstoffer, når de produceres uden nettokulstofemission som følge af ændret arealanvendelse
Træflis
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
varme
elektricitet
varme
elektricitet
Træflis fra restprodukter fra skovbrug
1-500 km
93 %
89 %
91 %
87 %
500-2 500  km
89 %
84 %
87 %
81 %
2 500 -10 000  km
82 %
73 %
78 %
67 %
over 10 000  km
67 %
51 %
60 %
41 %
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus)
2 500 -10 000  km
77 %
65 %
73 %
60 %
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet)
1-500 km
89 %
83 %
87 %
81 %
500-2 500  km
85 %
78 %
84 %
76 %
2 500 -10 000  km
78 %
67 %
74 %
62 %
over 10 000  km
63 %
45 %
57 %
35 %
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning)
1-500 km
91 %
87 %
90 %
85 %
500-2 500  km
88 %
82 %
86 %
79 %
2 500 -10 000  km
80 %
70 %
77 %
65 %
over 10 000  km
65 %
48 %
59 %
39 %
Træflis fra stammetræ
1-500 km
93 %
89 %
92 %
88 %
500-2 500  km
90 %
85 %
88 %
82 %
2 500 -10 000  km
82 %
73 %
79 %
68 %
over 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Træflis fra restprodukter fra industrien
1-500 km
94 %
92 %
93 %
90 %
500-2 500  km
91 %
87 %
90 %
85 %
2 500 -10 000  km
83 %
75 %
80 %
71 %
over 10 000  km
69 %
54 %
63 %
44 %
Træpiller
 (
*1
)
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Varme
Elektricitet
Varme
Elektricitet
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug
Scenarie 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 %
over 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
69 %
54 %
63 %
45 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
84 %
76 %
81 %
72 %
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus)
Scenarie 1
2 500 -10 000  km
52 %
28 %
43 %
15 %
Scenarie 2a
2 500 -10 000  km
70 %
56 %
66 %
49 %
Scenarie 3a
2 500 -10 000  km
85 %
78 %
83 %
75 %
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet)
Scenarie 1
1-500 km
54 %
32 %
46 %
20 %
500-10 000  km
52 %
29 %
44 %
16 %
over 10 000  km
47 %
21 %
37 %
7 %
Scenarie 2a
1-500 km
73 %
60 %
69 %
54 %
500-10 000  km
71 %
57 %
67 %
50 %
over 10 000  km
66 %
49 %
60 %
41 %
Scenarie 3a
1-500 km
88 %
82 %
87 %
81 %
500-10 000  km
86 %
79 %
84 %
77 %
over 10 000  km
80 %
71 %
78 %
67 %
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning)
Scenarie 1
1-500 km
56 %
35 %
48 %
23 %
500-10 000  km
54 %
32 %
46 %
20 %
over 10 000  km
49 %
24 %
40 %
10 %
Scenarie 2a
1-500 km
76 %
64 %
72 %
58 %
500-10 000  km
74 %
61 %
69 %
54 %
over 10 000  km
68 %
53 %
63 %
45 %
Scenarie 3a
1-500 km
91 %
86 %
90 %
85 %
500-10 000  km
89 %
83 %
87 %
81 %
over 10 000  km
83 %
75 %
81 %
71 %
Stammetræ
Scenarie 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 %
over 10 000  km
50 %
26 %
40 %
11 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
70 %
55 %
64 %
46 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
84 %
77 %
82 %
73 %
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien
Scenarie 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 %
over 10 000  km
67 %
51 %
61 %
42 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
79 %
69 %
75 %
63 %
Scenarie 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 %
over 10 000  km
88 %
82 %
85 %
78 %
Landbrugsproduktionsveje
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Varme
Elektricitet
Varme
Elektricitet
Restprodukter fra landbruget med en massefylde på < 0,2 t/m
3
(
*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 %
over 10 000  km
57 %
36 %
48 %
23 %
Restprodukter fra landbruget med en massefylde på > 0,2 t/m
3
(
*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 %
over 10 000  km
78 %
68 %
74 %
61 %
Halmpiller
1-500 km
88 %
82 %
85 %
78 %
500-10 000  km
86 %
79 %
83 %
74 %
over 10 000  km
80 %
70 %
76 %
64 %
Bagassebriketter
500-10 000  km
93 %
89 %
91 %
87 %
over 10 000  km
87 %
81 %
85 %
77 %
Palmekernemel
over 10 000  km
20 %
-18 %
11 %
– 33 %
Palmekernemel (ingen CH
4
-emissioner fra oliemøllen)
over 10 000  km
46 %
20 %
42 %
14 %
Biogas til elektricitet
 (
*4
)
System til biogasproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Gylle
 (
1
)
Scenarie 1
åbent fermentat
 (
2
)
146 %
94 %
lukket fermentat
 (
3
)
246 %
240 %
Scenarie 2
åbent fermentat
136 %
85 %
lukket fermentat
227 %
219 %
Scenarie 3
åbent fermentat
142 %
86 %
lukket fermentat
243 %
235 %
Majs (maize), hele planten
 (
4
)
Scenarie 1
åbent fermentat
36 %
21 %
lukket fermentat
59 %
53 %
Scenarie 2
åbent fermentat
34 %
18 %
lukket fermentat
55 %
47 %
Scenarie 3
åbent fermentat
28 %
10 %
lukket fermentat
52 %
43 %
Bioaffald
Scenarie 1
åbent fermentat
47 %
26 %
lukket fermentat
84 %
78 %
Scenarie 2
åbent fermentat
43 %
21 %
lukket fermentat
77 %
68 %
Scenarie 3
åbent fermentat
38 %
14 %
lukket fermentat
76 %
66 %
Biogas til elproduktion — blandinger af husdyrgødning og majs (maize)
System til biogasproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Husdyrgødning — majs (maize)
80 %-20 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
72 %
45 %
Lukket fermentat
120 %
114 %
Scenarie 2
Åbent fermentat
67 %
40 %
Lukket fermentat
111 %
103 %
Scenarie 3
Åbent fermentat
65 %
35 %
Lukket fermentat
114 %
106 %
Husdyrgødning — majs (maize)
70 %-30 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
60 %
37 %
Lukket fermentat
100 %
94 %
Scenarie 2
Åbent fermentat
57 %
32 %
Lukket fermentat
93 %
85 %
Scenarie 3
Åbent fermentat
53 %
27 %
Lukket fermentat
94 %
85 %
Husdyrgødning — majs (maize)
60 %-40 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
53 %
32 %
Lukket fermentat
88 %
82 %
Scenarie 2
Åbent fermentat
50 %
28 %
Lukket fermentat
82 %
73 %
Scenarie 3
Åbent fermentat
46 %
22 %
Lukket fermentat
81 %
72 %
Biomethan til transport
 (
*5
)
System til biomethanproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Gylle
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
117 %
72 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
133 %
94 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
190 %
179 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
206 %
202 %
Majs (maize), hele planten
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
35 %
17 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
51 %
39 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
52 %
41 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
68 %
63 %
Bioaffald
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
43 %
20 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
59 %
42 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
70 %
58 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
86 %
80 %
Biomethan — blandinger af husdyrgødning og majs (maize)
 (
*6
)
System til biomethanproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissionsbesparelser — typisk værdi
Drivhusgasemissionsbesparelser — standardværdi
Husdyrgødning — Majs (Maize)
80 % – 20 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
 (
5
)
62 %
35 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
 (
6
)
78 %
57 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
97 %
86 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
113 %
108 %
Husdyrgødning — Majs (Maize)
70 % – 30 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
53 %
29 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
69 %
51 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
83 %
71 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
99 %
94 %
Husdyrgødning — Majs (Maize)
60 % – 40 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
48 %
25 %
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
64 %
48 %
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
74 %
62 %
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
90 %
84 %
B.   METODER
1.
Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af biomassebrændstoffer beregnes som følger:
a)
Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af biomassebrændstoffer forud for konverteringen til elektricitet, opvarmning og køling beregnes ved følgende formel:
E = e
ec
 + e
l
 + e
p
 + e
td
 + e
u
 — e
sca
– e
ccs
 — e
ccr
,
Hvor
E
=
de samlede emissioner fra produktionen af brændstoffet før energikonvertering
e
ec
=
emissionerne fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne
e
l
=
de årlige emissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen
e
p
=
emissionerne fra forarbejdning
e
td
=
emissionerne fra transport og distribution
e
u
=
emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
e
sca
=
emissionsbesparelserne fra akkumulering af kulstof i jorden via forbedret landbrugsforvaltning
e
ccs
=
emissionsbesparelserne fra opsamling og geologisk lagring af CO
2
 og
e
ccr
=
emissionsbesparelser fra separation og erstatning af CO
2
f.
Emissioner fra fremstilling af maskiner og udstyr medregnes ikke.
b)
I tilfælde af kombineret nedbrydning af forskellige substrater i et biogasanlæg til produktion af biogas eller biomethan beregnes de typiske værdier og standardværdierne for drivhusgasemissioner ved følgende formel:
hvor
E
=
drivhusgasemissionerne pr. MJ biogas eller biogas produceret fra kombineret nedbrydning af den definerede blanding af substrater
S
n
=
andelen af råprodukter n i energiindhold
E
n
=
emissionen i g CO
2
/MJ for produktionsvej n som angivet i del D i dette bilag (*)
hvor
P
n
=
energiudbytte [MJ] pr. kg våd tilførsel af råprodukt n (**)
W
n
=
vægtningsfaktor af substrat n, defineret som:
hvor
I
n
=
årligt input til reaktortank af substrat n [ton frisk produkt]
AM
n
=
gennemsnitlige årlige vandindhold af substrat n [kg vand/kg frisk produkt]
SM
n
=
standardvandindhold for substrat n (***).
(*)
For husdyrgødning anvendt som substrat tilføjes en bonus på 45 g CO
2
eq/MJ husdyrgødning (– 54 kg CO
2
eq/t frisk produkt) for forbedret landbrugs- og husdyrgødningsforvaltning.
(**)
Følgende værdier P
n
 anvendes til beregning af typiske værdier og standardværdier:
P(Majs): 4,16 [MJ
biogas
/kg 
våd majs med 65 % fugtighed
]
P(Husdyrgødning): 0,50 [MJ
biogas
/kg 
gylle med 90 % fugtighed
]
P(Bioaffald) 3,41 [MJ
biogas
/kg 
vådt bioaffald med 76 % fugtighed
]
(***)
Følgende værdier for standardvandindholdet af substrat SM
n
 anvendes:
SM(Majs): 0,65 [kg vand/kg frisk produkt]
SM(Husdyrgødning): 0,90 [kg vand/kg frisk produkt]
SM(Bioaffald): 0,76 [kg vand/kg frisk produkt]
c)
I tilfælde af kombineret nedbrydning af n-substrater i et biogasanlæg til el- eller biomethanproduktion, beregnes de faktiske drivhusgasemissioner for biogas og biomethan således:
hvor
E
=
de samlede emissioner fra produktionen af biogas eller biomethan før energikonvertering
S
n
=
andelen af råprodukt n, som brøkdel af tilførsel til reaktortanken
e
ec,n
=
emissionerne fra udvinding eller dyrkning af råprodukter n
e
td,råprodukt,n
=
emissionerne fra transport af råprodukt til reaktortanken
e
l,n
=
de årlige emissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen, for råprodukter n
e
sca
=
emissionsbesparelserne fra forbedret landbrugsforvaltning af råprodukt n (*)
e
p
=
emissionerne fra forarbejdning
e
td,product
=
emissionerne fra transport og distribution af biogas og/eller biomethan
e
u
=
emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet, dvs. drivhusgasemissioner i forbindelse med forbrænding
e
ccs
=
emissionsbesparelserne fra opsamling og geologisk lagring af CO
2
 og
e
ccr
=
emissionsbesparelser fra separation og erstatning af kulstof.
(*)
For e
sca
 finder en bonus på 45 g CO
2
eq/MJ husdyrgødning anvendelse for forbedret landbrugs- og gødningsforvaltning, hvis husdyrgødning anvendes som substrat til produktion af biogas og biomethan.
d)
Drivhusgasemissioner fra anvendelsen af biomassebrændstof til elproduktion, opvarmning eller køling, herunder energikonverteringen til den producerede elektricitet og/eller opvarmning eller køling, beregnes på følgende måde:
i)
For energianlæg, som kun leverer varme:
ii)
Energianlæg, som kun leverer elektricitet:
hvor
EC
h,el
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det endelige energiprodukt.
E
=
De samlede drivhusgasemissioner fra brændstoffet inden den afsluttende konvertering.
η
el
=
Eleffektiviteten, defineret som den årlige elproduktion divideret med den årlige tilførsel af brændsel baseret på dets energiindhold.
η
h
=
Varmeeffektiviteten, defineret som den årlige nyttevarmeproduktion divideret med den årlige tilførsel af brændsel baseret på dets energiindhold.
iii)
For den elektriske eller mekaniske energi fra energianlæg, som leverer nyttevarme sammen med elektricitet og/eller mekanisk energi:
iv)
For nyttevarmen fra energianlæg, som leverer varme sammen med elektricitet og/eller mekanisk energi:
hvor
EC
h,el
=
De samlede drivhusgasemissioner fra det endelige energiprodukt.
E
=
De samlede drivhusgasemissioner fra brændstoffet inden den afsluttende konvertering.
η
el
=
Eleffektiviteten, defineret som den årlige elproduktion divideret med den årlige energitilførsel baseret på dets energiindhold.
η
h
=
Varmeeffektiviteten, defineret som den årlige nyttevarmeproduktion divideret med den årlige energitilførsel baseret på dets energiindhold.
C
el
=
Brøkdelen af eksergi i elektricitet og/eller mekanisk energi, fastsat til 100 % (C
el
 = 1).
C
h
=
Carnotvirkningsgrad (brøkdel af eksergi i nyttevarmen).
Carnotvirkningsgraden, C
h
, for nyttevarme ved forskellige temperaturer er defineret som:
hvor
T
h
=
Nyttevarmens temperatur, målt i absolut temperatur (kelvin) på det sted, hvor den leveres.
T
0
=
Omgivelsernes temperatur, fastsat til 273,15 kelvin (svarende til 0 °C)
Hvis den overskydende varme overføres til opvarmning af bygninger ved en temperatur under 150 °C (423,15 kelvin), kan Ch alternativt defineres således:
C
h
=
Carnotvirkningsgrad for varme ved 150 °C (423,15 kelvin), som er: 0,3546
Med henblik på denne beregning finder følgende definitioner anvendelse:
i)
»kraftvarmeproduktion«: samtidig produktion af termisk energi og elektrisk og/eller mekanisk energi i en og samme proces
ii)
»nyttevarme«: varme, der produceres med henblik på tilfredsstillelse af en økonomisk begrundet efterspørgsel efter varme til opvarmning eller køling
iii)
»økonomisk begrundet efterspørgsel«: den efterspørgsel, der ikke overstiger behovet for opvarmning eller køling, og som ellers ville kunne imødekommes på markedets betingelser.
2.
Drivhusgasemissionerne fra biomassebrændstoffer udtrykkes som følger:
a)
Drivhusgasemissionerne fra biomassebrændstof, E, udtrykkes i gram CO
2
-ækvivalenter pr. MJ biomassebrændstof, g CO
2
eq/MJ.
b)
Drivhusgasemissionerne fra opvarmning eller elektricitet, der fremstilles på grundlag af biomassebrændstof, EC, udtrykkes i gram CO
2
-ækvivalenter pr. MJ endeligt energiprodukt (varme eller elektricitet), g CO
2
eq/MJ.
Når opvarmning og køling produceres i én proces med elektricitet, skal emissionerne fordeles mellem varme og elektricitet (som under punkt 1, litra d)), uanset om varmen faktisk anvendes til opvarmning eller køling. 
(
7
)
Hvor drivhusgasemissionerne fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 udtrykkes i enheden g CO
2
eq/tørton råprodukt, beregnes konverteringen til gram CO
2
-ækvivalent pr. MJ brændsel, g CO
2
eq/MJ, således 
(
8
)
Hvor
Emissioner pr. tørton råprodukt beregnes således:
3.
Drivhusgasemissionsbesparelserne er fra biomassebrændstoffer beregnes således:
a)
drivhusgasemissionsbesparelser fra biomassebrændstoffer anvendt som transportbrændstoffer:
BESPARELSE = (E
F(t)
 — E
B
)/E
F(t)
,
hvor
E
B
=
de samlede emissioner fra biobrændstoffer anvendt som transportbrændstoffer og
E
F(t)
=
de samlede emissioner fra det fossile transportbrændstof, der sammenlignes med
b)
drivhusgasemissionsbesparelser fra varme og køling og elektricitet, der produceres ud fra biomassebrændstoffer:
BESPARELSE = (EC
F(h&c,el)
 — EC
B(h&c,el)
)/EC
F (h&c,el)
,
hvor
EC
B(h&c,el)
=
de samlede emissioner fra varmen eller elektriciteten
EC
F(h&c,el)
=
de samlede emissioner fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, for nyttevarme eller elektricitet.
4.
Ved beregningen efter punkt 1 medregnes drivhusgasserne CO
2
, N
2
O og CH
4
. Der benyttes følgende koefficienter ved beregning af CO
2
-ækvivalenter:
CO
2
: 1
N
2
O: 298
CH
4
: 25
5.
I emissionerne fra udvinding, høst eller dyrkning af råmaterialerne, e
ec
, indgår emissioner fra følgende: selve udvindings-, høst- eller dyrkningsprocessen; indsamlingen, tørringen og lagringen af råmaterialerne; svind og lækager; fremstillingen af kemikalier eller produkter, der benyttes ved udvindingen eller dyrkningen. Opsamling af CO
2
 ved dyrkning af råmaterialer medregnes ikke. I stedet for de faktiske værdier af emissionen fra dyrkning af landbrugsbiomasse kan der benyttes skøn, der bygger på regionale gennemsnit for dyrkningsemissioner indeholdt i de rapporter, der er omhandlet i dette direktivs artikel 28, stk. 4, eller oplysningerne om de disaggregerede standardværdier for dyrkningsemissioner i dette bilag. Er der ingen relevante information i de nævnte rapporter, er det tilladt at beregne gennemsnit på grundlag af lokal landbrugspraksis, f.eks. ud fra data om grupper af landbrug, som et alternativ til brugen af faktiske værdier.
I stedet for de faktiske værdier af emissioner fra dyrkning og høst af biomasse fra skovbrug kan der benyttes skøn, der bygger på gennemsnit for dyrknings- og høstemissioner beregnet for geografiske områder på nationalt plan.
6.
I forbindelse med den i punkt 1, litra a), omhandlede beregning tages der kun hensyn til besparelser i emissionerne fra forbedret landbrugsforvaltning, e
sca
, f.eks. skifte til begrænset eller ingen jordbearbejdning, forbedrede afgrøder/vekseldrift, brug af dækafgrøder, herunder håndtering af afgrøderester, og brug af organiske jordforbedringsmidler (f.eks. kompost, forgæret naturgødningsfermentat), hvis der forelægges pålidelig og verificerbar dokumentation for øget kulstof i jorden, eller hvis det er rimeligt at forvente, at kulstoffet er øget over den periode, hvor de pågældende råmaterialer blev dyrket, samtidig med at der også tages hensyn til emissioner, hvor sådan praksis har ført til øget brug af gødning og ukrudtsmidler 
(
9
)
.
7.
Årlige emissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen, e
l
, beregnes ved fordeling af de samlede emissioner ligeligt over 20 år. Sådanne emissioner beregnes efter følgende formel:
e
l
 = (CS
R
 — CS
A
) × 3,664 × 1/20 × 1/P– e
B
, 
(
10
)
hvor
e
l
=
de årlige drivhusgasemissioner fra ændringer i kulstoflagrene som følge af ændringer i arealanvendelsen (målt i vægtmængde CO
2
-ækvivalenter pr. biomassebrændstofenergienhed). »Dyrkede arealer« 
(
11
)
 og »dyrkede arealer med flerårige afgrøder« 
(
12
)
 betragtes som én arealanvendelse.
CS
R
=
det kulstoflager pr. arealenhed, der svarer til referencearealanvendelsen (målt i vægtmængde (tons) kulstof pr. arealenhed, inkl. jord og vegetation). Som referencearealanvendelse gælder arealanvendelsen i januar 2008, eller 20 år før råmaterialet er høstet, afhængigt af hvilken der er senest
CS
A
=
det kulstoflager pr. arealenhed, der svarer til den faktiske arealanvendelse (målt i vægtmængde (tons) kulstof pr. arealenhed, inkl. jord og vegetation). I tilfælde, hvor kulstoflagrene akkumuleres over mere end et år, skal den værdi, der tillægges CS
A
, være det skønnede lager pr. arealenhed efter 20 år, eller når afgrøden er moden, afhængigt af hvilket der er tidligst
P
=
afgrødens produktivitet (målt i biomassebrændstoffets energiindhold pr. arealenhed pr. år) og
e
B
=
bonus på 29 g CO
2
eq/MJ biomassebrændstof, såfremt biomassen stammer fra genoprettede nedbrudte arealer på de i punkt 8 fastlagte betingelser.
8.
Bonussen på 29 g CO
2
eq/MJ finder anvendelse, såfremt det kan dokumenteres, at det pågældende areal:
a)
ikke blev udnyttet til landbrugsformål i januar 2008 eller til nogen anden aktivitet og
b)
er et stærkt nedbrudt areal, herunder sådanne arealer, der tidligere har været udnyttet til landbrugsformål.
Bonussen på 29 g CO
2
eq/MJ finder anvendelse i en periode på op til 20 år fra tidspunktet for omlægningen af jorden til landbrugsmæssig udnyttelse, forudsat at der på arealer, der hører under litra b), sikres en regelmæssig vækst i kulstoflageret samt en anselig reduktion af erosionen.
9.
»Stærkt nedbrudte arealer« betyder arealer, som i et betydeligt tidsrum har været enten betydeligt tilsaltede eller har haft et særlig lavt indhold af organiske materialer, og som har været stærkt eroderede.
10.
I overensstemmelse med bilag V, del C, punkt 10, i dette direktiv fungerer Kommissionens afgørelse 2010/335/EU 
(
13
)
, der giver retningslinjer for beregning af kulstoflagre i jorden i forbindelse med dette direktiv på grundlag af IPCC's 2006 retningslinjer for nationale drivhusgasopgørelser — bind 4 og i overensstemmelse med forordning (EU) nr. 525/2013 og (EU) 2018/841 som grundlag ved beregning af kulstoflagre i jorden.
11.
I emissionerne fra forarbejdning, ep, skal indgå emissioner fra følgende: selve forarbejdningen, svind og lækager; fremstilling af kemikalier eller produkter, der benyttes ved forarbejdningen, herunder CO
2
-emissioner svarende til kulstofindholdet af fossile tilførsler, uanset om de faktisk forbrændes i processen.
Ved indregningen af det elforbrug, der ikke produceres på selve anlægget for produktion af fast eller gasformigt biomassebrændstof, antages intensiteten af drivhusgasemissionerne ved produktion og distribution af den pågældende elektricitet at have samme størrelse som den gennemsnitlige emissionsintensitet ved produktion og distribution af elektricitet i et nærmere defineret område. Uanset denne regel kan producenter benytte en gennemsnitsværdi for et enkelt elværks elproduktion, hvis det pågældende værk ikke er tilsluttet til elnettet.
Emissioner fra forarbejdning skal omfatte emissioner fra tørring af mellemprodukter og -materialer, hvis relevant.
12.
I emissionerne fra transport og distribution, e
td
, indgår emissioner fra transport af råmaterialer og halvfabrikata samt fra lagring og distribution af færdigvarer. Emissionerne fra transport og distribution, der medtages i henhold til punkt 5, er ikke omfattet af dette punkt.
13.
CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet, e
u
, sættes til nul for biomassebrændstoffer. Emissioner af ikke-CO
2
-drivhusgasserne (CH
4
 og N
2
O) fra det anvendte brændsel inkluderes i eu -faktoren.
14.
Emissionsbesparelse fra opsamling og geologisk lagring af CO
2
, e
ccs
, der ikke allerede er medregnet i ep, må kun omfatte emissioner, der undgås ved opsamling og lagring af CO
2
, hvis emission er direkte knyttet til udvinding, transport, forarbejdning og distribution af biomassebrændstof, hvis lagringen sker i overensstemmelse med direktiv 2009/31/EF.
15.
Emissionsbesparelse fra opsamling og erstatning af CO
2
, e
ccr
, skal være direkte forbundet med den produktion af biomassebrændstof, som de er knyttet til, og må kun omfatte emissioner, der undgås ved opsamling af CO
2
, hvis kulstof hidrører fra biomasse, og som anvendes til at erstatte fossilt afledt CO
2
 under produktion af kommercielle produkter og tjenesteydelser.
16.
Hvis en kraftvarmeproduktionsenhed — som leverer varme og/eller elektricitet til en biomassebrændstoffremstillingsproces, for hvilke emissionerne beregnes — producerer overskydende elektricitet og/eller overskydende nyttevarme, fordeles drivhusgasemissionerne mellem elektriciteten og nyttevarmen i henhold til varmens temperatur (som afspejler udbyttet (nytten) af varmen). Den nyttige del af varmen fås ved at gange dens energiindhold med Carnotvirkningsgraden, C
h
, beregnet således:
hvor
T
h
=
Nyttevarmens temperatur, målt i absolut temperatur (kelvin) på det sted, hvor den leveres.
T
0
=
Omgivelsernes temperatur, fastsat til 273,15 kelvin (svarende til 0 °C)
Hvis den overskydende varme overføres til opvarmning af bygninger ved en temperatur under 150 °C (423,15 kelvin), kan C
h
 alternativt defineres således:
C
h
=
Carnotvirkningsgrad for varme ved 150 °C (423,15 kelvin), som er: 0,3546
I forbindelse med denne beregning anvendes de faktiske virkningsgrader, der er defineret som den årlige mekaniske energi, elektricitet og varme produceret, som hver især divideres med den årlige energitilførsel.
Med henblik på denne beregning finder følgende definitioner anvendelse:
a)
»kraftvarmeproduktion«: samtidig produktion af termisk energi og elektrisk og/eller mekanisk energi i en og samme proces
b)
»nyttevarme«: varme, der produceres med henblik på tilfredsstillelse af en økonomisk begrundet efterspørgsel efter varme til opvarmning eller køling
c)
»økonomisk begrundet efterspørgsel«: den efterspørgsel, der ikke overstiger behovet for opvarmning eller køling, og som ellers ville kunne imødekommes på markedets betingelser
17.
Hvis der ved en biomassebrændstofproduktionsproces fremstilles en kombination af det brændstof, hvis emissioner beregnes, og et eller flere andre produkter (»biprodukter«), fordeles drivhusgasemissionerne mellem brændstoffet eller dets mellemprodukt og biprodukterne i forhold til deres energiindhold (udtrykt ved nedre brændværdi for alle andre biprodukter end elektricitet og varme). Drivhusgasintensiteten af overskydende nyttevarme eller overskydende elektricitet er den samme som drivhusgasintensiteten af varme eller elektricitet, der leveres til biomassebrændstofproduktionsprocessen, og bestemmes ved at beregne drivhusgasintensiteten af alle tilførsler og emissioner, herunder råprodukter og CH
4
- og N
2
O-emissioner, til og fra kraftvarmeproduktionsenheden, kedelanlægget eller andet udstyr, der leverer varme eller elektricitet til biomassebrændstofproduktionsprocessen. Hvis der er tale om samtidig produktion af varme og elektricitet (kraftvarmeproduktion), foretages beregningen som i punkt 16.
18.
De emissioner, der skal fordeles ved beregningen under punkt 17, er e
ec
 + e
l
 + e
sca
 + de brøkdele af e
p
, e
td
, e
ccs
 og e
ccr
, som finder sted til og med det procestrin, hvor et biprodukt er fremstillet. Hvis der på et tidligere procestrin i livscyklussen er sket allokering til biprodukter, træder den brøkdel af disse emissioner, der i det sidste procestrin er tilskrevet brændstofmellemproduktet, i stedet for den fulde emission ved beregningen.
For biogas og biomethan skal alle biprodukter, der ikke er omfattet af punkt 7, tages med ved beregningen. Der allokeres ingen emissioner til affald og restprodukter. Biprodukter med negativt energiindhold sættes ved beregningen til et energiindhold på nul.
Affald og restprodukter, herunder trætoppe og grene, halm, bælge, avner og nøddeskaller, og restprodukter fra forarbejdning, herunder råglycerin (glycerin, der ikke er raffineret) og bagasse, sættes til at have drivhusgasemissioner på nul i de processer i deres livscyklus, der ligger forud for indsamlingen af disse materialer, uanset om de forarbejdes til mellemprodukter, inden de omdannes til det endelige produkt.
Hvis der er tale om biomassebrændstoffer produceres i raffinaderier, i andre tilfælde end kombinationen af forarbejdningsanlæg med kedelanlæg eller kraftvarmeproduktionsanlæg, der leverer varme og/eller elektricitet til forarbejdningsanlægget, skal den enhed, der analyseres i forbindelse med beregningen i punkt 17, være raffinaderiet.
19.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for biomassebrændstof til elproduktion benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, ECF(el), værdien 183 g CO
2
eq/MJ elektricitet, eller 212 g CO
2
eq/MJ elektricitet for regionerne i den yderste periferi.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for biomassebrændstof til produktion af nyttevarme samt til produktion af opvarmning og/eller køling benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, EC
F(h)
, værdien 80 g CO
2
eq/MJ varme.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for biomassebrændstof til produktion af nyttevarme, hvor der kan påvises en direkte fysisk substitution af kul, benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, EC
F(h)
, værdien 124 g CO
2
eq/MJ varme.
Ved beregninger efter formlen i punkt 3 for biomassebrændstof til transport benyttes for emissionen fra det fossile brændstof, der sammenlignes med, E
F(t)
, værdien 94 g CO
2
eq/MJ.
C.   DISAGGREGEREDE STANDARDVÆRDIER FOR BIOMASSEBRÆNDSTOF
Træbriketter eller træpiller
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Dyrkning
Forarbejdning
Transport
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Dyrkning
Forarbejdning
Transport
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Træflis fra restprodukter fra skovbrug
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
Over 10 000  km
0,0
1,6
20,5
0,4
0,0
1,9
24,6
0,5
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus)
2 500 -10 000  km
4,4
0,0
11,0
0,4
4,4
0,0
13,2
0,5
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet)
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
Over 10 000  km
3,9
0,0
21,0
0,4
3,9
0,0
25,2
0,5
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning)
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
Over 10 000  km
2,2
0,0
21,0
0,4
2,2
0,0
25,2
0,5
Træflis fra stammetræ
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
Over 10 000  km
1,1
0,3
20,5
0,4
1,1
0,4
24,6
0,5
Træflis fra restprodukter fra træindustrien
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
Over 10 000  km
0,0
0,3
20,5
0,4
0,0
0,4
24,6
0,5
Træbriketter eller træpiller
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g co
2
eq/mj)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g co
2
eq/mj)
Dyrkning
Forarbejdning
Transport og distribution
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Dyrkning
Forarbejdning
Transport og distribution
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
25,8
7,9
0,3
0,0
30,9
9,5
0,3
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
12,5
8,1
0,3
0,0
15,0
9,8
0,3
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
2,4
8,2
0,3
0,0
2,8
9,8
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(eukalyptus — scenarie 1)
2 500 -10 000  km
3,9
24,5
4,3
0,3
3,9
29,4
5,2
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(eukalyptus — scenarie 2a)
2 500 -10 000  km
5,0
10,6
4,4
0,3
5,0
12,7
5,3
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(eukalyptus — scenarie 3a)
2 500 -10 000  km
5,3
0,3
4,4
0,3
5,3
0,4
5,3
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — gødet — scenarie 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
over 10 000  km
3,4
24,5
7,9
0,3
3,4
29,4
9,5
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — gødet — scenarie 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
over 10 000  km
4,4
10,6
8,1
0,3
4,4
12,7
9,8
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — gødet — scenarie 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
over 10 000  km
4,6
0,3
8,2
0,3
4,6
0,4
9,8
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — uden gødning — scenarie 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
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — uden gødning — scenarie 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
over 10 000  km
2,5
10,6
8,1
0,3
2,5
12,7
9,8
0,3
Træbriketter fra hurtigvoksende stævningsskov
(poppel — uden gødning — scenarie 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
over 10 000  km
2,6
0,3
8,2
0,3
2,6
0,4
9,8
0,3
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 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
over 10 000  km
1,1
24,8
7,9
0,3
1,1
29,8
9,5
0,3
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 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
over 10 000  km
1,4
11,0
8,1
0,3
1,4
13,2
9,8
0,3
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 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
over 10 000  km
1,4
0,8
8,2
0,3
1,4
0,9
9,8
0,3
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
14,3
7,7
0,3
0,0
17,2
9,2
0,3
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
6,0
7,8
0,3
0,0
7,2
9,3
0,3
Træbriketter eller træpiller fra Restprodukter fra træindustrien (scenarie 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
over 10 000  km
0,0
0,2
7,8
0,3
0,0
0,3
9,3
0,3
Landbrugsproduktionsveje
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissioner — typisk værdi (g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi (g CO
2
eq/MJ)
Dyrkning
Forarbejdning
Transport og distribution
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Dyrkning
Forarbejdning
Transport og distribution
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Restprodukter fra landbruget med en massefylde på < 0,2 t/m
3
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
over 10 000  km
0,0
0,9
28,3
0,2
0,0
1,1
34,0
0,3
Restprodukter fra landbruget med en Massefylde på > 0,2 t/m
3
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
over 10 000  km
0,0
0,9
13,6
0,2
0,0
1,1
16,3
0,3
Halmpiller
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
over 10 000  km
0,0
5,0
8,3
0,2
0,0
6,0
10,0
0,3
Bagassebriketter
500-10 000  km
0,0
0,3
4,3
0,4
0,0
0,4
5,2
0,5
over 10 000  km
0,0
0,3
8,0
0,4
0,0
0,4
9,5
0,5
Palmekernemel
over 10 000  km
21,6
21,1
11,2
0,2
21,6
25,4
13,5
0,3
Palmekernemel (ingen CH
4
-emissioner fra oliemøllen)
over 10 000  km
21,6
3,5
11,2
0,2
21,6
4,2
13,5
0,3
Disaggregerede standardværdier for biogas til elproduktion
System til biomassebrændstofproduktion
Teknologi
Typisk værdi (g CO
2
eq/MJ)
Standardværdi (g CO
2
eq/MJ)
Dyrkning
Forarbejdning
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Transport
Gødningsgodskrivning
Dyrkning
Forarbejdning
Ikke-CO
2
-emissionerne fra selve anvendelsen af brændstoffet
Transport
Gødningsgodskrivning
Gylle
 (
14
)
Scenarie 1
Åbent fermentat
0,0
69,6
8,9
0,8
-107,3
0,0
97,4
12,5
0,8
-107,3
Lukket fermentat
0,0
0,0
8,9
0,8
-97,6
0,0
0,0
12,5
0,8
-97,6
Scenarie 2
Åbent fermentat
0,0
74,1
8,9
0,8
-107,3
0,0
103,7
12,5
0,8
-107,3
Lukket fermentat
0,0
4,2
8,9
0,8
-97,6
0,0
5,9
12,5
0,8
-97,6
Scenarie 3
Åbent fermentat
0,0
83,2
8,9
0,9
-120,7
0,0
116,4
12,5
0,9
-120,7
Lukket fermentat
0,0
4,6
8,9
0,8
-108,5
0,0
6,4
12,5
0,8
-108,5
Majs (Maize), hele planten
 (
15
)
Scenarie 1
Åbent fermentat
15,6
13,5
8,9
0,0
 (
16
)
—
15,6
18,9
12,5
0,0
—
Lukket fermentat
15,2
0,0
8,9
0,0
—
15,2
0,0
12,5
0,0
—
Scenarie 2
Åbent fermentat
15,6
18,8
8,9
0,0
—
15,6
26,3
12,5
0,0
—
Lukket fermentat
15,2
5,2
8,9
0,0
—
15,2
7,2
12,5
0,0
—
Scenarie 3
Åbent fermentat
17,5
21,0
8,9
0,0
—
17,5
29,3
12,5
0,0
—
Lukket fermentat
17,1
5,7
8,9
0,0
—
17,1
7,9
12,5
0,0
—
Bioaffald
Scenarie 1
Åbent fermentat
0,0
21,8
8,9
0,5
—
0,0
30,6
12,5
0,5
—
Lukket fermentat
0,0
0,0
8,9
0,5
—
0,0
0,0
12,5
0,5
—
Scenarie 2
Åbent fermentat
0,0
27,9
8,9
0,5
—
0,0
39,0
12,5
0,5
—
Lukket fermentat
0,0
5,9
8,9
0,5
—
0,0
8,3
12,5
0,5
—
Scenarie 3
Åbent fermentat
0,0
31,2
8,9
0,5
—
0,0
43,7
12,5
0,5
—
Lukket fermentat
0,0
6,5
8,9
0,5
—
0,0
9,1
12,5
0,5
—
Disaggregerede standardværdier for biomethan
System til biomethanproduktion
Teknologiske muligheder
Typisk værdi (g CO
2
eq/MJ)
Standardværdi (g CO
2
eq/MJ)
Dyrkning
Forarbejdning
Opgradering
Transport
Kompression på tankstation
Gødningsgodskrivning
Dyrkning
Forarbejdning
Opgradering
Transport
Kompression på tankstation
Gødningsgodskrivning
Gylle
Åbent fermentat
uden afgasforbrænding
0,0
84,2
19,5
1,0
3,3
-124,4
0,0
117,9
27,3
1,0
4,6
-124,4
med afgasforbrænding
0,0
84,2
4,5
1,0
3,3
-124,4
0,0
117,9
6,3
1,0
4,6
-124,4
Lukket fermentat
uden afgasforbrænding
0,0
3,2
19,5
0,9
3,3
-111,9
0,0
4,4
27,3
0,9
4,6
-111,9
med afgasforbrænding
0,0
3,2
4,5
0,9
3,3
-111,9
0,0
4,4
6,3
0,9
4,6
-111,9
Majs (Maize), hele planten
Åbent fermentat
uden afgasforbrænding
18,1
20,1
19,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
27,3
0,0
4,6
—
med afgasforbrænding
18,1
20,1
4,5
0,0
3,3
—
18,1
28,1
6,3
0,0
4,6
—
Lukket fermentat
uden afgasforbrænding
17,6
4,3
19,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
27,3
0,0
4,6
—
med afgasforbrænding
17,6
4,3
4,5
0,0
3,3
—
17,6
6,0
6,3
0,0
4,6
—
Bioaffald
Åbent fermentat
uden afgasforbrænding
0,0
30,6
19,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
27,3
0,6
4,6
—
med afgasforbrænding
0,0
30,6
4,5
0,6
3,3
—
0,0
42,8
6,3
0,6
4,6
—
Lukket fermentat
uden afgasforbrænding
0,0
5,1
19,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
27,3
0,5
4,6
—
med afgasforbrænding
0,0
5,1
4,5
0,5
3,3
—
0,0
7,2
6,3
0,5
4,6
—
D.   SAMLEDE TYPISKE VÆRDIER OG STANDARDVÆRDIER FOR PRODUKTIONSVEJE FOR BIOMASSEBRÆNDSTOF
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissioner — typisk værdi (g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi (g CO
2
eq/MJ)
Træflis fra restprodukter fra skovbrug
1-500 km
5
6
500-2 500  km
7
9
2 500 -10 000  km
12
15
over 10 000  km
22
27
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus)
2 500 -10 000  km
16
18
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet)
1-500 km
8
9
500-2 500  km
10
11
2 500 -10 000  km
15
18
over 10 000  km
25
30
Træflis fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning)
1-500 km
6
7
500-2 500  km
8
10
2 500 -10 000  km
14
16
over 10 000  km
24
28
Træflis fra stammetræ
1-500 km
5
6
500-2 500  km
7
8
2 500 -10 000  km
12
15
over 10 000  km
22
27
Træflis fra restprodukter fra industrien
1-500 km
4
5
500-2 500  km
6
7
2 500 -10 000  km
11
13
over 10 000  km
21
25
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 1)
1-500 km
29
35
500-2 500  km
29
35
2 500 -10 000  km
30
36
over 10 000  km
34
41
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 2a)
1-500 km
16
19
500-2 500  km
16
19
2 500 -10 000  km
17
21
over 10 000  km
21
25
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra skovbrug (scenarie 3a)
1-500 km
6
7
500-2 500  km
6
7
2 500 -10 000  km
7
8
over 10 000  km
11
13
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus — scenarie 1)
2 500 -10 000  km
33
39
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus — scenarie 2a)
2 500 -10 000  km
20
23
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (eukalyptus — scenarie 3a)
2 500 -10 000  km
10
11
træbriKetter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet — scenarie 1)
1-500 km
31
37
500-10 000  km
32
38
over 10 000  km
36
43
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet — scenarie 2a)
1-500 km
18
21
500-10 000  km
20
23
over 10 000  km
23
27
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — gødet — scenarie 3a)
1-500 km
8
9
500-10 000  km
10
11
over 10 000  km
13
15
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning — scenarie 1)
1-500 km
30
35
500-10 000  km
31
37
over 10 000  km
35
41
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende Stævningsskov (poppel — uden gødning — scenarie 2a)
1-500 km
16
19
500-10 000  km
18
21
over 10 000  km
21
25
Træbriketter eller træpiller fra hurtigvoksende stævningsskov (poppel — uden gødning — scenarie 3a)
1-500 km
6
7
500-10 000  km
8
9
over 10 000  km
11
13
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 1)
1-500 km
29
35
500-2 500  km
29
34
2 500 -10 000  km
30
36
over 10 000  km
34
41
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 2a)
1-500 km
16
18
500-2 500  km
15
18
2 500 -10 000  km
17
20
over 10 000  km
21
25
Træbriketter eller træpiller fra stammetræ (scenarie 3a)
1-500 km
5
6
500-2 500  km
5
6
2 500 -10 000  km
7
8
over 10 000  km
11
12
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien (scenarie 1)
1-500 km
17
21
500-2 500  km
17
21
2 500 -10 000  km
19
23
over 10 000  km
22
27
træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien (scenarie 2a)
1-500 km
9
11
500-2 500  km
9
11
2 500 -10 000  km
10
13
over 10 000  km
14
17
Træbriketter eller træpiller fra restprodukter fra træindustrien (scenarie 3a)
1-500 km
3
4
500-2 500  km
3
4
2 500  til 10 000  km
5
6
over 10 000  km
8
10
Scenarie 1 henviser til processer, hvor et naturgaskedelanlæg anvendes til at levere procesvarmen til pillepresseren. Procesel købes fra nettet.
Scenarie 2a henviser til processer, hvor et kedelanlæg fyret med træflis anvendes til at levere procesvarmen til pillepresseren. Procesel købes fra nettet.
Scenarie 3a henviser til processer, hvor et kraftvarmeanlæg fyret med træflis anvendes til at levere elektricitet og varme til pillepresseren.
System til biomassebrændstofproduktion
Transportafstand
Drivhusgasemissioner — typisk værdi (g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi (g CO
2
eq/MJ)
Restprodukter fra landbruget med en massefylde på < 0,2 t/m
3
(
17
)
1-500 km
4
4
500-2 500  km
8
9
2 500 -10 000  km
15
18
over 10 000  km
29
35
Restprodukter fra landbruget med en massefylde på > 0,2 t/m
3
(
18
)
1-500 km
4
4
500-2 500  km
5
6
2 500 -10 000  km
8
10
over 10 000  km
15
18
Halmpiller
1-500 km
8
10
500-10 000  km
10
12
over 10 000  km
14
16
Bagassebriketter
500-10 000  km
5
6
over 10 000  km
9
10
Palmekernemel
over 10 000  km
54
61
Palmekernemel (ingen CH
4
-emissioner fra oliemøllen)
over 10 000  km
37
40
Typiske værdier og standardværdier — biogas til elektricitet
System til biogasproduktion
Teknologiske muligheder
Typiske værdier
Standardværdier
Drivhusgasemissioner
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner
(g CO
2
eq/MJ)
Biogas til el fra gylle
Scenarie 1
Åbent fermentat
 (
19
)
– 28
3
Lukket fermentat
 (
20
)
– 88
– 84
Scenarie 2
Åbent fermentat
– 23
10
Lukket fermentat
– 84
– 78
Scenarie 3
Åbent fermentat
– 28
9
Lukket fermentat
– 94
– 89
Biogas til el fra majs (Maize), hele planten
Scenarie 1
Åbent fermentat
38
47
Lukket fermentat
24
28
Scenarie 2
Åbent fermentat
43
54
Lukket fermentat
29
35
Scenarie 3
Åbent fermentat
47
59
Lukket fermentat
32
38
Biogas til el fra bioaffald
Scenarie 1
Åbent fermentat
31
44
Lukket fermentat
9
13
Scenarie 2
Åbent fermentat
37
52
Lukket fermentat
15
21
Scenarie 3
Åbent fermentat
41
57
Lukket fermentat
16
22
Typiske værdier og standardværdier for biomethan
System til biomethanproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Biomethan fra gylle
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
 (
21
)
– 20
22
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
 (
22
)
– 35
1
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
– 88
– 79
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
– 103
– 100
Biomethan fra majs (Maize), hele planten
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
58
73
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
43
52
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
41
51
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
26
30
Biomethan fra bioaffald
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
51
71
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
36
50
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
25
35
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
10
14
Typiske værdier og standardværdier — biogas til elproduktion — blandinger af husdyrgødning og majs (Maize): drivhusgasemissioner angivet som andele på basis af frisk masse
System til biogasproduktion
Teknologiske muligheder
Drivhusgasemissioner — typisk værdi
(g CO
2
eq/MJ)
Drivhusgasemissioner — standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
Husdyrgødning — Majs (Maize)
80 %-20 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
17
33
Lukket fermentat
-12
-9
Scenarie 2
Åbent fermentat
22
40
Lukket fermentat
-7
-2
Scenarie 3
Åbent fermentat
23
43
Lukket fermentat
-9
-4
Husdyrgødning — Majs (Maize)
70 %-30 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
24
37
Lukket fermentat
0
3
Scenarie 2
Åbent fermentat
29
45
Lukket fermentat
4
10
Scenarie 3
Åbent fermentat
31
48
Lukket fermentat
4
10
Husdyrgødning — Majs (Maize)
60 %-40 %
Scenarie 1
Åbent fermentat
28
40
Lukket fermentat
7
11
Scenarie 2
Åbent fermentat
33
47
Lukket fermentat
12
18
Scenarie 3
Åbent fermentat
36
52
Lukket fermentat
12
18
Bemærkninger
Scenarie 1 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet og varme leveres af selve motoren i kraftvarmeanlægget.
Scenarie 2 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet tages fra nettet, og procesvarmen leveres af selve motoren i kraftvarmeanlægget. I nogle medlemsstater er det ikke tilladt for operatørerne at kræve støtte til bruttoproduktion, og scenarie 1 er den mere sandsynlige konfiguration.
Scenarie 3 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet tages fra nettet, og procesvarmen leveres af et biogaskedelanlæg. Dette scenarie gælder for nogle anlæg, hvor motoren til kraftvarmeanlægget ikke er på stedet, og biogas sælges (men opgraderes ikke til biomethan).
Typiske værdier og standardværdier — biomethan — blandinger af husdyrgødning og majs (Maize): drivhusgasemissioner angivet som andele på basis af frisk masse
System til biomethanproduktion
Teknologiske muligheder
Typisk værdi
Standardværdi
(g CO
2
eq/MJ)
(g CO
2
eq/MJ)
Husdyrgødning — Majs (Maize)
80 %-20 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
32
57
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
17
36
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
-1
9
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
-16
-12
Husdyrgødning — Majs (Maize)
70 %-30 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
41
62
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
26
41
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
13
22
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
-2
1
Husdyrgødning — Majs (Maize)
60 %-40 %
Åbent fermentat, uden afgasforbrænding
46
66
Åbent fermentat, med afgasforbrænding
31
45
Lukket fermentat, uden afgasforbrænding
22
31
Lukket fermentat, med afgasforbrænding
7
10
For biomethan, der anvendes som komprimeret biomethan som brændstof til transport, skal der lægges en værdi på 3,3 g CO
2
eq/MJ biomethan til de typiske værdier og en værdi på 4,6 g CO
2
eq/MJ biomethan til standardværdierne.
(
*1
)
  
            
Scenarie 1 henviser til processer, hvor et naturgaskedelanlæg anvendes til at levere procesvarmen til pillepresseren. Elektriciteten til pillepresseren leveres fra nettet.
Scenarie 2a henviser til processer, hvor et træfliskedelanlæg med fortørret flis anvendes til at levere procesvarme. Elektriciteten til pillepresseren leveres fra nettet.
Sag 3a henviser til processer, hvor et kraftvarmeanlæg fyret med fortørret træflis anvendes til at levere elektricitet og varme til pillepresseren.
(
*2
)
  Denne gruppe af materialer omfatter restprodukter fra landbruget med en lav rumvægt og omfatter materialer såsom halmballer, havreskaller, risskaller og bagasseballer (ikke udtømmende liste).
(
*3
)
  Denne gruppe af restprodukter fra landbruget med højere rumvægt omfatter materialer som såsom majskolber, nøddeskaller, sojaskaller, palmekerneskaller (ikke udtømmende liste).
(
*4
)
  
            
Scenarie 1 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet og varme leveres af selve motoren i kraftvarmeanlægget.
Scenarie 2 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet tages fra nettet, og procesvarmen leveres af selve motoren i kraftvarmeanlægget. I nogle medlemsstater er det ikke tilladt for operatørerne at kræve støtte til bruttoproduktion, og scenarie 1 er den mere sandsynlige konfiguration.
Scenarie 3 henviser til produktionsveje, hvor den til processen krævede elektricitet tages fra nettet, og procesvarmen leveres af et biogaskedelanlæg. Dette scenarie gælder for nogle anlæg, hvor motoren til kraftvarmeanlægget ikke er på stedet, og biogas sælges (men opgraderes ikke til biomethan).
(
1
)
  Værdierne for produktionen af biogas fra husdyrgødning omfatter negative emissioner for emissioner, som er sparet gennem håndtering af uforarbejdet husdyrgødning. Værdien af esca er lig med – 45 g CO2 eq/MJ husdyrgødning anvendt i anaerob nedbrydning
(
2
)
  Åben lagring af fermentat tegner sig for yderligere emissioner af CH
4
 og N
2
O. Omfanget af disse emissioner skifter alt efter de omgivende betingelser, substrattyper og nedbrydningseffektiviteten.
(
3
)
  Lukket lagring betyder, at den fermentat, der hidrører fra nedbrydningsprocessen, lagres i en gastæt beholder, og at den supplerende biogas, som frigives under lagringen, anses for at være nyttiggjort til produktion af yderligere elektricitet eller biomethan. Ingen drivhusgasemissioner er medtaget i denne proces.
(
4
)
  Majs (Maize), hele planten: majs høstet som foder og ensileret med henblik på konservering.
(
*5
)
  Drivhusgasemissionsbesparelserne for biomethan henviser kun til komprimeret biomethan i forhold til det fossile brændstof for transport, der sammenlignes med, på 94 g CO
2
eq/MJ.
(
*6
)
  Besparelserne i drivhusgasemissioner for biomethan henviser kun til komprimeret biomethan i forhold til det fossile brændstof for transport, der sammenlignes med, på 94 g CO2eq/MJ.
(
5
)
  Drivhusgasemissionerne fra produktion og anvendelse af biomassebrændstoffer beregnes som følger: membraner, kryogen og OPS (Organic Physical Scrubbing). Det omfatter en emission på 0,03 MJ CH4/MJ biomethan for emission af methan i afgasserne.
(
6
)
  Denne kategori omfatter følgende kategorier for teknologier, der opgraderer biogas til biomethan: PWS (Pressure Water Scrubbing), når vand genanvendes, PSA (Pressure Swing Adsorption), kemisk skrubber, OPS (Organic Physical Scrubbing), membraner og kryogen opgradering. Der medtages ikke nogen methanemissioner for denne kategori (methanen i afgassen forbrændes, hvis den er til stede).
(
7
)
  Varme eller overskudsvarme anvendes til at producere køling (kold luft eller koldt vand) via absorptionskølere. Det er derfor hensigtsmæssigt kun at beregne emissionerne, der er knyttet til varmen, pr. MJ varme, uanset om slutanvendelsen af den pågældende varme faktisk er opvarmning eller køling via absorptionskølere.
(
8
)
  Formlen til beregning af drivhusgasemissioner fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 beskriver tilfælde, hvor råprodukter konverteres til biobrændstof i et enkelt skridt. Ved mere komplekse forsyningskæder er det nødvendigt at foretage justeringer med henblik på beregning af drivhusgasemissioner fra udvinding eller dyrkning af råmaterialerne e
ec
 for mellemprodukter.
(
9
)
  Måling af kulstof i jorden kan udgøre en sådan dokumentation, f.eks. ved en første måling før dyrkningen og efterfølgende målinger med regelmæssige mellemrum adskilt af flere år. Før anden måling er tilgængelig, skønnes forøgelsen af kulstof i jorden i dette tilfælde på grundlag af repræsentative eksperimenter eller jordmodeller. Fra anden måling og frem vil målingerne udgøre et grundlag for at kunne fastslå, at kulstoffet i jorden er forøget, og størrelsen heraf.
(
10
)
  Størrelsen 3,664 er den kvotient, der fås ved at dividere molekylvægten af CO
2
 (44,010 g/mol) med molekylvægten af kulstof (12,011 g/mol).
(
11
)
  Dyrkede arealer som defineret af IPCC.
(
12
)
  Flerårige afgrøder er defineret som stedsevarende afgrøder, hvis stængel eller stamme sædvanligvis ikke høstes hvert år, såsom hurtigvoksende stævningsskov og oliepalmer.
(
13
)
  Kommissionens afgørelse 2010/335/EU af 10. juni 2010 om retningslinjer for beregning af kulstoflagre i jorden med henblik på bilag V til direktiv 2009/28/EF (
EUT L 151 af 17.6.2010, s. 19
).
(
14
)
  Værdierne for produktionen af biogas fra husdyrgødning omfatter negative emissioner for emissioner, som er sparet gennem håndtering af uforarbejdet husdyrgødning. Værdien af e
sca
 er lig med – 45 g CO
2
eq/MJ husdyrgødning anvendt i anaerob nedbrydning
(
15
)
  Majs (Maize), hele planten: majs høstet som foder og ensileret med henblik på konservering.
(
16
)
  Transport af landbrugsråvarer til omdannelsesanlægget indgår i overensstemmelse med metoden i Kommissionens rapport af 25. februar 2010 om bæredygtighedskrav for anvendelsen af fast og gasformig biomasse til elproduktion, opvarmning og køling i værdien »dyrkning«. Værdien for transport af majsensilage tegner sig for 0,4 g CO
2
eq/MJ biogas.
(
17
)
  Denne gruppe af materialer omfatter restprodukter fra landbruget med en lav rumvægt og omfatter materialer såsom halmballer, havreskaller, risskaller og bagasseballer (ikke udtømmende liste).
(
18
)
  Denne gruppe af restprodukter fra landbruget med højere rumvægt omfatter materialer som f.eks. majskolber, nøddeskaller, sojaskaller, palmekerneskaller (ikke udtømmende liste).
(
19
)
  Åben lagring af fermentat tegner sig for yderligere emissioner af methan, som skifter alt efter vejret, substraten og nedbrydningseffektiviteten. I disse beregninger sættes mængderne til at være lig med 0,05 MJ CH
4
/MJ biogas for husdyrgødning, 0,035 MJ CH
4
/MJ biogas for majs (Maize) og 0,01 MJ CH
4
/MJ biogas for bioaffald.
(
20
)
  Lukket lagring betyder, at den fermentat, der hidrører fra nedbrydningsprocessen, lagres i en gastæt beholder, og den supplerende biogas, som frigives under lagringen, anses for at være nyttiggjort til produktion af yderligere elektricitet eller biomethan.
(
21
)
  Denne kategori omfatter følgende kategorier for teknologier, der opgraderer biogas til biomethan: PSA (Pressure Swing Adsorption), PWS (Pressure Water Scrubbing), membraner, kryogen og OPS (Organic Physical Scrubbing). Det omfatter en emission på 0,03 M JCH
4
/MJ biomethan for emission af methan i afgasserne.
(
22
)
  Denne kategori omfatter følgende kategorier for teknologier, der opgraderer biogas til biomethan: PWS (Pressure Water Scrubbing), når vand genanvendes, PSA (Pressure Swing Adsorption), kemisk skrubber, OPS (Organic Physical Scrubbing), membraner og kryogen opgradering. Der medtages ikke nogen methanemissioner for denne kategori (methanen i afgassen forbrændes, hvis den er til stede).
BILAG VII
BEREGNING AF ENERGI FRA VARMEPUMPER
Den mængde af aerotermisk, geotermisk eller hydrotermisk energi opsamlet ved hjælp af varmepumper, der skal betragtes som energi fra vedvarende energikilder med henblik på dette direktiv, ERES, beregnes efter følgende regel:
E
RES
 = Q
usable
 * (1 – 1/SPF)
hvor
—
Q
usable
=
den skønnede samlede brugbare varme fra varmepumper, som opfylder de i artikel 7, stk. 4, nævnte kriterier, anvendt som følger: Kun varmepumper, for hvilke det gælder, at SPF > 1,15 * 1/η, tages i betragtning
—
SPF
=
den skønnede gennemsnitlige sæsonydelsesfaktor for disse varmepumper
—
η
=
forholdet mellem den totale bruttoproduktion af elektricitet og forbruget af primærenergi ved elproduktion og beregnes som et EU-gennemsnit på baggrund af data fra Eurostat.
BILAG VIII
DEL A.   FORELØBIGE SKØNNEDE EMISSIONER SOM FØLGE AF INDIREKTE ÆNDRINGER I AREALANVENDELSEN VED ANVENDELSE AF RÅPRODUKTER TIL BIOBRÆNDSTOFFER, BIOBRÆNDSLER OG BIOMASSEBRÆNDSLER (g CO
2
eq/MJ) 
(
1
)
Råproduktgruppe
Gennemsnit
 (
2
)
Interpercentilt spænd afledt af følsomhedsanalysen
 (
3
)
Korn og andre stivelsesrige afgrøder
12
8 til 16
Sukker
13
4 til 17
Olieholdige afgrøder
55
33 til 66
DEL B.   BIOBRÆNDSTOFFER, BIOBRÆNDSLER OG BIOMASSEBRÆNDSLER, FOR HVILKE DE SKØNNEDE EMISSIONER SOM FØLGE AF INDIREKTE ÆNDRINGER I AREALANVENDELSEN ANSES FOR AT VÆRE NUL
Biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler, der fremstilles af følgende fartøjskategorier, anses for at indebære nulemission som følge af indirekte ændringer i arealanvendelsen:
1)
råprodukter, der ikke er opført i del A i dette bilag
2)
råprodukter, for hvilke produktionen har ført til direkte ændringer i arealanvendelse, nemlig en ændring fra en af følgende IPCC-kategorier for arealdække — skovarealer, græsarealer, vådområder, bebyggede områder eller andre arealer — til dyrkede arealer eller dyrkede arealer med flerårige afgrøder 
(
4
)
. I så tilfælde bør en »værdi for emission som følge af direkte ændringer i arealanvendelsen (el)« have være beregnet i overensstemmelse med bilag V, del C, punkt 7.
(
1
)
  De heri anførte gennemsnitsværdier udgør et vejet gennemsnit af de individuelt modelberegnede råproduktværdier. Størrelsen af værdierne i bilaget er følsom over for den række af antagelser (f.eks. behandling af biprodukter, udvikling i udbytte, kulstoflagre og fortrængning af produktion af andre råvarer), som er anvendt i de økonomiske modeller udviklet med henblik på estimering af dem. Selv om det derfor ikke er muligt fuldt ud at karakterisere usikkerheden i forbindelse med sådanne estimater, blev der udført en følsomhedsanalyse af disse resultater baseret på en tilfældig variation af nøgleparametre, den såkaldte Monte Carlo-analyse.
(
2
)
  De heri angivne gennemsnitsværdier udgør et vejet gennemsnit af de individuelt modelberegnede råproduktværdier.
(
3
)
  Det heri angivne spænd afspejler 90 % af resultaterne ved anvendelse af 5- og 95-percentilværdierne fra analysen. 5-percentilen indikerer en værdi, under hvilken 5 % af observationerne blev fundet (dvs. 5 % af de samlede anvendte data udviste et resultat på under 8, 4 og 33 g CO
2
eq/MJ). 95-percentilen indikerer en værdi, under hvilken 95 % af observationerne blev fundet (dvs. 5 % af de samlede anvendte data udviste et resultat på over 16, 17 og 66 g CO
2
eq/MJ).
(
4
)
  Flerårige afgrøder er defineret som stedsevarende afgrøder, hvis stængel eller stamme sædvanligvis ikke høstes hvert år, såsom hurtigvoksende stævningsskov og oliepalmer.
BILAG IX
Del A. Råprodukter til produktion af biogas til transport og avancerede biobrændstoffer, hvis bidrag til opfyldelsen af minimumsandelene omhandlet i artikel 25, stk. 1, første og fjerde afsnit, kan sættes til to gange deres energiindhold:
a)
Alger, hvis dyrket på land i damme eller fotobioreaktorer
b)
Biomassefraktion af blandet kommunalt affald, men ikke sorteret husholdningsaffald, der er omfattet af genanvendelsesmålene i henhold til artikel 11, stk. 2, litra a), i direktiv 2008/98/EF
c)
Bioaffald, jf. definitionen i artikel 3, nr. 4, i direktiv 2008/98/EF, fra private husholdninger, som er genstand for særskilt indsamling som defineret i artikel 3, nr. 11), i nævnte direktiv
d)
Biomassefraktion af industriaffald, som er uegnet til anvendelse i fødevare- eller foderkæden, herunder materiale fra detail- og engroshandel og industrien for agrofødevarer og fiske- og akvakulturprodukter, undtagen råprodukter opført på listen i dette bilags del B
e)
Halm
f)
Husdyrgødning og spildevandsslam
g)
Spildevand fra palmeoliemøller og tomme palmefrugtbundter
h)
Talloliebeg
i)
Råglycerin
j)
Bagasse
k)
Presserester af vindruer og vinbærme
l)
Nøddeskaller
m)
Avner
n)
Kolber, som er renset for majskerner
o)
Biomassefraktion af affald og rester fra skovbrug og skovbrugsbaserede industrier, nemlig bark, grene, førkommerciel udtynding, blade, nåle, trækroner, savsmuld, savspåner, sortlud, brunlud, fiberslam lignin og tallolie
p)
Andet celluloseholdigt nonfood-materiale
q)
Andet lignocellulosisk materiale, undtagen sav- og finérkævler
Del B. Råprodukter til produktion af biobrændstoffer og biogas til transport, hvis bidrag til opfyldelsen af minimumsandelene omhandlet i artikel 25, stk. 1, første afsnit, begrænses og kan sættes til to gange deres energiindhold:
a)
Brugt madolie
b)
Animalske fedtstoffer, der er klassificeret som kategori 1 og 2 i henhold til forordning (EF) nr. 1069/2009.
BILAG X
DEL A
Ophævet direktiv med en oversigt over efterfølgende ændringer (omhandlet i artikel 37)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF
(
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16
)
Rådets direktiv 2013/18/EU
(
EUT L 158 af 10.6.2013, s. 230
)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2015/1513
(
EUT L 239 af 15.9.2015, s. 1
)
Kun artikel 2
DEL B
Frister for gennemførelse i national ret
(omhandlet i artikel 36)
Direktiv
Frist for gennemførelse
2009/28/EF
25. juni 2009
2013/18/EU
1. juli 2013
(EU) 2015/1513
10. september 2017
BILAG XI
Sammenligningstabel
Direktiv 2009/28/EF
Nærværende direktiv
Artikel 1
Artikel 1
Artikel 2, første afsnit
Artikel 2, første afsnit
Artikel 2, andet afsnit, indledningen
Artikel 2, andet afsnit, indledningen
Artikel 2, andet afsnit, litra a)
Artikel 2, andet afsnit, nr. 1)
Artikel 2, andet afsnit, litra b)
—
—
Artikel 2, andet afsnit, nr. 2)
Artikel 2, andet afsnit, litra c)
Artikel 2, andet afsnit, nr. 3)
Artikel 2, andet afsnit, litra d)
—
Artikel 2, andet afsnit, litra e), f), g), h), i), j), k), l), m), n), o), p), q), r), s), t), u), v) og w)
Artikel 2, andet afsnit, nr. 2), 4), 19), 32),33), 12), 5), 6), 45), 46), 47), 23), 39), 41), 42), 43), 36), 44) og 37)
—
Artikel 2, andet afsnit, nr. 7), 8), 9), 10), 11), 13), 14), 15), 16), 17), 18), 20), 21), 22), 25), 26), 27), 28), 29). 30), 31), 34), 35), 38) og 40)
Artikel 3
—
—
Artikel 3
Artikel 4
—
—
Artikel 4
—
Artikel 5
—
Artikel 6
Artikel 5
Artikel 7, stk. 1
Artikel 5, stk. 2
—
Artikel 5, stk. 3
Artikel 7, stk. 2
Artikel 5, stk. 4, første, andet, tredje og fjerde afsnit
Artikel 7, stk. 3, første, andet, tredje og fjerde afsnit
—
Artikel 7, stk. 3, femte og sjette afsnit
—
Artikel 7, stk. 4
Artikel 5, stk. 5
Artikel 27, stk. 1, første afsnit, litra c)
Artikel 5, stk. 6 og 7
Artikel 7, stk. 5 og 6
Artikel 6, stk. 1
Artikel 8, stk. 1
—
Artikel 8, stk. 2 og 3
Artikel 6, stk. 2 og 3
Artikel 8, stk. 4 og 5
Artikel 7, stk. 1, 2, 3, 4 og 5
Artikel 9, stk. 1, 2, 3, 4 og 5
—
Artikel 9, stk. 6
Artikel 8
Artikel 10
Artikel 9, stk. 1
Artikel 11, stk. 1
Artikel 9, stk. 2, første afsnit, litra a), b) og c)
Artikel 11, stk. 2, først afsnit, litra a), b) og c)
—
Artikel 11, stk. 2, først afsnit, litra d)
Artikel 10
Artikel 12
Artikel 11, stk. 1, 2 og 3
Artikel 13, stk. 1, 2 og 3
—
Artikel 13, stk. 4
Artikel 12
Artikel 14
Artikel 13, stk. 1, første afsnit
Artikel 15, stk. 1, første afsnit
Artikel 13, stk. 1, andet afsnit
Artikel 15, stk. 1, andet afsnit
Artikel 13, stk. 1, andet afsnit, litra a) og b)
—
Artikel 13, stk. 1, andet afsnit, litra c), d), e) og f)
Artikel 15, stk. 1, andet afsnit, litra a), b), c) og d)
Artikel 13, stk. 2, 3, 4 og 5
Artikel 15, stk. 2, 3, 4 og 5
Artikel 13, stk. 6, første afsnit
Artikel 15, stk. 6, første afsnit
Artikel 13, stk. 6, andet, tredje, fjerde og femte afsnit
—
—
Artikel 15, stk. 7 og 8
—
Artikel 16
—
Artikel 17
Artikel 14
Artikel 18
Artikel 15, stk. 1
Artikel 19, stk. 1
Artikel 15, stk. 2, første, andet og tredje afsnit
Artikel 19, stk. 2, første, andet og tredje afsnit
—
Artikel 19, stk. 2, fjerde og femte afsnit
Artikel 15, stk. 2, fjerde afsnit
Artikel 19, stk. 2, sjette afsnit
Artikel 15, stk. 3
—
—
Artikel 19, stk. 3 og 4
Artikel 15, stk. 4 og 5
Artikel 19, stk. 5 og 6
Artikel 15, stk. 6, første afsnit, litra a)
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, litra a)
Artikel 15, stk. 6, første afsnit, litra b), nr. i)
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, litra b), nr. i)
—
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, litra b), nr. ii)
Artikel 15, stk. 6, første afsnit, litra b), nr. ii)
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, litra b), nr. iii)
Artikel 15, stk. 6, første afsnit, litra c), d), e) og f)
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, litra c), d), e) og f)
—
Artikel 19, stk. 7, andet afsnit
Artikel 15, stk. 7
Artikel 19, stk. 8
Artikel 15, stk. 8
—
Artikel 15, stk. 9 og 10
Artikel 19, stk. 9 og 10
—
Artikel 19, stk. 11
Artikel 15, stk. 11
Artikel 19, stk. 12
Artikel 15, stk. 12
—
—
Artikel 19, stk. 13
Artikel 16, stk. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 og 8
—
Artikel 16, stk. 9, 10 og 11
Artikel 20, stk. 1, 2 og 3
—
Artikel 21
—
Artikel 22
—
Artikel 23
—
Artikel 24
—
Artikel 25
—
Artikel 26
—
Artikel 27
—
Artikel 28
Artikel 17, stk. 1, første og andet afsnit
Artikel 29, stk. 1, første og andet afsnit
—
Artikel 29, stk. 1, tredje, fjerde og femte afsnit
—
Artikel 29, stk. 2
Artikel 17, stk. 2, første og andet afsnit
—
Artikel 17, stk. 2, tredje afsnit
Artikel 29, stk. 10, tredje afsnit
Artikel 17, stk. 3, første afsnit, litra a)
Artikel 29, stk. 3, første afsnit, litra a)
—
Artikel 29, stk. 3, første afsnit, litra b)
Artikel 17, stk. 3, første afsnit, litra b) og c)
Artikel 29, stk. 3, første afsnit, litra c) og d)
—
Artikel 29, stk. 3, andet afsnit
Artikel 17, stk. 4
Artikel 29, stk. 4
Artikel 17, stk. 5
Artikel 29, stk. 5
Artikel 17, stk. 6 og 7
—
—
Artikel 29, stk. 6, 7, 8, 9, 10 og 11
Artikel 17, stk. 8
Artikel 29, stk. 12
Artikel 17, stk. 9
—
—
Artikel 29, stk. 13 og 14
Artikel 18, stk. 1, første afsnit
Artikel 30, stk. 1, første afsnit
Artikel 18, stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c)
Artikel 30, stk. 1, første afsnit, litra a), c) og d)
—
Artikel 30, stk. 1, første afsnit, litra b)
—
Artikel 30, stk. 1, andet afsnit
Artikel 18, stk. 2
—
—
Artikel 30, stk. 2
Artikel 18, stk. 3, første afsnit
Artikel 30, stk. 3, første afsnit
Artikel 18, stk. 3, andet og tredje afsnit
—
Artikel 18, stk. 3, fjerde og femte afsnit
Artikel 30, stk. 3, andet og tredje afsnit
Artikel 18, stk. 4, første afsnit
—
Artikel 18, stk. 4, andet og tredje afsnit
Artikel 30, stk. 4, første og andet afsnit
Artikel 18, stk. 4, fjerde afsnit
—
Artikel 18, stk. 5, første og andet afsnit
Artikel 30, stk. 7, første og andet afsnit
Artikel 18, stk. 5, tredje afsnit
Artikel 30, stk. 8, første og andet afsnit
Artikel 18, stk. 5, fjerde afsnit
Artikel 30, stk. 5, tredje afsnit
—
Artikel 30, stk. 6, første afsnit
Artikel 18, stk. 5, femte afsnit
Artikel 30, stk. 6, andet afsnit
Artikel 18, stk. 6, første og andet afsnit
Artikel 30, stk. 6, første og andet afsnit
Artikel 18, stk. 6, tredje afsnit
—
Artikel 18, stk. 6, fjerde afsnit
Artikel 30, stk. 6, tredje afsnit
—
Artikel 30, stk. 6, fjerde afsnit
Artikel 18, stk. 6, femte afsnit
Artikel 30, stk. 6, femte afsnit
Artikel 18, stk. 7, første afsnit
Artikel 30, stk. 9, første afsnit
—
Artikel 30, stk. 9, andet afsnit
Artikel 18, stk. 8 og 9
—
—
Artikel 30, stk. 10
Artikel 19, stk. 1, første afsnit
Artikel 31, stk. 1, første afsnit
Artikel 19, stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c)
Artikel 31, stk. 1, første afsnit, litra a), b) og c)
—
Artikel 31, stk. 1, første afsnit, litra d)
Artikel 19, stk. 2, 3 og 4
Artikel 31, stk. 2, 3 og 4
Artikel 19, stk. 5
—
Artikel 19, stk. 7, første afsnit
Artikel 31, stk. 5, første afsnit
Artikel 19, stk. 7, første afsnit, første, andet, tredje og fjerde led
—
Artikel 19, stk. 7, andet og tredje afsnit
Artikel 31, stk. 5, andet og tredje afsnit
Artikel 19, stk. 8
Artikel 31, stk. 6
Artikel 20
Artikel 32
Artikel 22
—
Artikel 23, stk. 1 og 2
Artikel 33, stk. 1 og 2
Artikel 23, stk. 3, 4, 5, 6, 7 og 8
—
Artikel 23, stk. 9
Artikel 33, stk. 3
Artikel 23, stk. 10
Artikel 33, stk. 4
Artikel 24
—
Artikel 25, stk. 1
Artikel 34, stk. 1
Artikel 25, stk. 2
Artikel 34, stk. 2
Artikel 25, stk. 3
Artikel 34, stk. 2
Artikel 25a, stk. 1
Artikel 35, stk. 1
Artikel 25a, stk. 2
Artikel 35, stk. 2 of 3
Artikel 25a, stk. 3
Artikel 35, stk. 4
—
Artikel 35, stk. 5
Artikel 25a, stk. 4 og 5
Artikel 35, stk. 6 og 7
Artikel 26
—
Artikel 27
Artikel 36
—
Artikel 37
Artikel 28
Artikel 38
Artikel 29
Artikel 39
Bilag I
Bilag I
Bilag II
Bilag II
Bilag III
Bilag III
Bilag IV
Bilag IV
Bilag V
Bilag V
Bilag VI
—
—
Bilag VI
Bilag VII
Bilag VII
Bilag VIII
Bilag VIII
Bilag IX
Bilag IX
—
Bilag X
—
Bilag XI

Summary:
Vedvarende energi
RESUMÉ AF:
Direktiv (EU) 2018/2001 fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder
HVAD ER FORMÅLET MED DIREKTIVET?
Det indfører et fælles system med henblik på at fremme 
energi fra vedvarende energikilder
1
 på tværs af forskellige sektorer. Det:
fastsætter konkret et bindende mål for 
Den Europæiske Union
 (EU) for andelen af vedvarende energi i energimikset i 2030
regulerer konkret eget forbrug for første gang og
indfører konkret fælles regler for brugen af vedvarende energi i elektricitet, opvarmning og køling samt transport i EU.
Det har til formål at øge anvendelsen af energi fra vedvarende kilder for at 
bekæmpe klimaændringer
, beskytte miljøet og reducere EU’s energiafhængighed og at bidrage til EU’s teknologiske og industrielle førerposition og samtidig skabe beskæftigelse og vækst, herunder også i landdistrikterne og isolerede områder.
HOVEDPUNKTER
Vedvarende energi
Fremme af vedvarende energikilder er ét af målene i EU’s energipolitik.
Den øgede anvendelse af energi fra vedvarende energikilder udgør et vigtigt element i den pakke af foranstaltninger, som er nødvendig for at reducere drivhusgasemissionerne og efterkomme 
Parisaftalen fra 2015
 og 
EU’s politikramme for klima og energi (2020-2030)
.
Ren energi for alle europæere
-pakken fastsætter omfattende EU-regler om vedvarende energi, energieffektivitet og forvaltning.
2023 ændringer
EU har opdateret sine energiregler som en del af den 
europæiske grønne pagt
 og dens »
fit for 55
«-pakke, som har til formål at sikre, at disse regler er i overensstemmelse med dets klimaneutralitetsmål for 2050 og med dets mål om at reducere nettodrivhusgasemissionerne med mindst 
55 %
 inden 2030 sammenlignet med 1990-niveauer.
Disse regler er også blevet ændret for at implementere 
REPowerEU
-planen, som har til formål at reducere EU’s afhængighed af russisk olie og gas.
Direktivet er ændret ved direktiv (EU) 2023/2413.
Direktivet omfatter:
regler vedrørende omkostningseffektiv og markedsbaseret finansiel støtte til elektricitet fra vedvarende energikilder
beskyttelse af støtteordninger mod ændringer, der bringer eksisterende projekter i fare
samarbejdsmekanismer mellem EU’s 
medlemsstater
 og mellem EU’s medlemsstater og tredjelande
regler, der bidrager til at elektriske køretøjer og batterier giver fleksibilitet i vores energisystem ved at tilføre vedvarende elektricitet til nettet, når det er nødvendigt
regler, der giver forbrugerne mulighed for at producere deres egen elektricitet, individuelt eller som en del af VE-fællesskaber, uden uberettigede begrænsninger
fremskyndede godkendelsesprocedurer for vedvarende energiprojekter
skærpede krav til at understøtte og bruge biomasse til energi, for at mindske risikoen for ikkebæredygtig produktion af bioenergi.
Mål
Et bindende overordnet mål
 på 
42,5 %
 inden 2030 for andelen af vedvarende energi i EU’s samlede energiforbrug med yderligere vejledende 
2,5 %
 øgning for at nå et mål på 
45 %
.
For 
transportsektoren
 kan medlemsstaterne vælge mellem:
et bindende mål om 
14,5 %
 reduktion af drivhusgasintensiteten i transport fra brugen af vedvarende energi inden 2030, eller
en bindende andel på mindst 
29 %
 vedvarende energi inden for det endelige energiforbrug i transportsektoren inden 2030.
For 
industrisektoren
:
en vejledende årlig gennemsnitlig øgning i brugen af vedvarende energi på 
1,6 %
42 %
 af den brint, der bruges i industrien, kommer fra vedvarende brændstoffer af ikke-biologisk oprindelse i 2030 og 
60 %
 i 2035.
For 
byggesektoren og varme- og kølesektoren
:
et vejledende mål om en andel på mindst 
49 %
 vedvarende energi i bygninger i 2030
en gradvis øgning i målet for vedvarende energi til opvarmning og køling på 
0,8 %
 om året på landsplan frem til 2026 og 
1,1 %
 fra 2026 til 2030
Delegerede retsakter og gennemførelsesretsakter
Flere delegerede retsakter og gennemførelsesretsakter er blevet vedtaget af 
Europa-Kommissionen.
Blandt andet delegeret forordning (EU) 
2021/2003
, der opretter EU’s 
platform for udvikling af vedvarende energi
, som har til formål at støtte de medlemsstater, der er interesserede i samarbejdsmekanismer om vedvarende energi og, især, statistiske overførsler.
HVORNÅR GÆLDER REGLERNE FRA?
Direktiv (EU) 2018/2001 skulle være 
indarbejdet
 i national lovgivning inden den 
30. juni 2021
.
De fleste af reglerne, der blev indført ved ændring af direktiv (EU) 2023/2413, skal være gennemført inden den 
21. maj 2025
, selvom de fleste af reglerne vedrørende procedurerne for udstedelse af tilladelser skal være gennemført inden den 
1. juli 2024
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Vedvarende energi
 (Europa-Kommissionen).
VIGTIGE BEGREBER
Energi fra vedvarende energikilder.
 Energi fra vedvarende ikkefossile kilder i form af vindkraft, solenergi (solvarme og solceller) og geotermisk energi, omgivelsesenergi, tidevands-, bølge- og andre former for havenergi, vandkraft, biomasse, lossepladsgas, gas fra spildevandsanlæg og biogas.
HOVEDDOKUMENTER
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv (EU) 
2018/2001
 af 
11. december 2018
 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (omarbejdning) (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 82-209
).
Efterfølgende ændringer til direktiv (EU) 2018/2001 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2023/2413
 af 
18. oktober 2023
 om ændring af direktiv (EU) 2018/2001, forordning (EU) 2018/1999 og direktiv 98/70/EF for så vidt angår fremme af energi fra vedvarende energikilder og om ophævelse af Rådets direktiv (EU) 2015/652 (EUT L, 2023/2413, 
31.10.2023
).
TILHØRENDE DOKUMENTER
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2023/1184
 af 
10. februar 2023
 om supplerende regler til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 om fastlæggelse af en EU-metode med detaljerede regler for produktion af vedvarende flydende eller gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse (EUT L 157 af 
20.6.2023
, 
s. 11-19
).
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2023/1185
 af 
10. februar 2023
 om supplerende regler til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 gennem fastsættelse af en minimumstærskel for drivhusgasemissionsbesparelser fra genanvendt kulstofbrændsel og præcisering af en metode til vurdering af drivhusgasemissionsbesparelser fra vedvarende flydende og gasformige transportbrændstoffer, der ikke er af biologisk oprindelse, og fra genanvendte kulstofbrændsler (EUT L 157 af 
20.6.2023
, 
s. 20-33
).
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2023/1640
 af 
5. juni 2023
 om metoden til at bestemme andelen af biobrændstoffer og biogas til transport, der er produceret af biomasse forarbejdet med fossile brændstoffer i en fælles proces (EUT L 205 af 
18.8.2023
, 
s. 1-6
).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2023/1791
 af 
13. september 2023
 om energieffektivitet og om ændring af forordning (EU) 2023/955 (omarbejdning) (EUT L 231 af 
20.9.2023
, 
s. 1-111
).
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2022/759
 af 
14. december 2021
 om ændring af bilag VII til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 for så vidt angår en metode til beregning af den mængde vedvarende energi, der anvendes til køling og fjernkøling (EUT L 139 af 
18.5.2022
, 
s. 1-12
).
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2021/2003
 af 
6. august 2021
 om supplering af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
nr. 2018/2001
 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten (EUT L 407 af 
17.11.2021
, 
s. 4-8
).
Kommissionens delegerede forordning (EU) 
2019/807
 af 
13. marts 2019
 om supplerende regler til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 for så vidt angår fastsættelse af råprodukter med høj risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen, for hvilke der er konstateret en betydelig udvidelse af produktionsarealet ind på arealer med stort kulstoflager, og certificering af biobrændstoffer, flydende biobrændsler og biomassebrændsler med lav risiko for indirekte ændringer i arealanvendelsen (EUT L 133 af 
21.5.2019
, 
s. 1-7
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/1999
 af 
11. december 2018
 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) 
nr. 663/2009
 og (EF) 
nr. 715/2009
, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
nr. 525/2013
 (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 1-77
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv (EU) 
2018/2002
 af 
11. december 2018
 om ændring af direktiv 2012/27/EF om energieffektivitet (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 210-230
).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2012/27/EU
 af 
25. oktober 2012
 om energieffektivitet, om ændring af direktiv 2009/125/EF og 2010/30/EU samt om ophævelse af direktiv 2004/8/EF og 2006/32/EF (EUT L 315 af 
14.11.2012
, 
s. 1-56
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-parlamentets og Rådets direktiv 
98/70/EF
 af 
13. oktober 1998
 om kvaliteten af benzin og dieselolie og om ændring af Rådets direktiv 93/12/EØF (EUT L 350 af 
28.12.1998
, 
s. 58-68
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
16.1.2024