Opracowanie planu neutralności klimatycznej (CNP) nie jest obowiązkowe dla prowadzących instalacje, które spełniają drugą zasadę warunkowości (patrz punkt 3) albo przedsiębiorstwa ciepłowniczego lub prowadzącego instalację posiadającego podinstalację sieci ciepłowniczej.

Wykonać CNP może tylko prowadzący instalację dotychczas działającą, czyli zgodnie z art. 2 pkt 1 rozporządzenia 2019/331 (dalej zwane: „FAR”), oznacza każdą instalację prowadzącą jedno lub więcej działań wskazanych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub prowadzącą po raz pierwszy działanie włączone do unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) zgodnie z art. 24 powyższej dyrektywy, która uzyskała zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych przed dniem lub w dniu: b) 30 czerwca 2024 r. w przypadku okresu 2026–2030.

Nie. CNP można ustanowić tylko dla ciepłowni, która uczestniczy w EU ETS, to jest posiada ważną decyzję zezwalającą na emisję gazów cieplarnianych. Instalacje, które uzyskały decyzję wygaszającą zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych nie mogą uzyskać dodatkowego przydziału bezpłatnego w związku z ustanowieniem CNP.

CNP może przygotować prowadzący instalację, którego co najmniej jedna z podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktu, znajdowała się powyżej 80 percentyla najbardziej emisyjnych podinstalacji w latach 2016-2017, i przyczynia się do przydzielenia ponad 20% z sumy wstępnej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielanej instalacji w okresie od 2021-2025 (tzw. druga zasada warunkowości). Drugą grupą uprawnionych do fakultatywnego ustanowienia CNP są prowadzący instalacje posiadające podinstalację sieci ciepłowniczej albo przedsiębiorstwa ciepłownicze.

Przedsiębiorstwo ciepłownicze oznacza przedsiębiorstwo będące prowadzącym instalację, którego główną działalność gospodarczą sklasyfikowano jako wytwarzanie i zaopatrywanie w parę wodną i powietrze do układów klimatyzacyjnych lub wytwarzanie energii elektrycznej w połączeniu z eksportem ciepła do sieci ciepłowniczych, zgodnie z kodami NACE, o których mowa w rozporządzeniu (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady.

W przypadku podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktu, która to podinstalacja jest powyżej 80 percentyla najbardziej emisyjnych, przydział bezpłatnych uprawnień do emisji zmniejsza się o 20% w okresie 2026-2030, dlatego też prowadzący taką podinstalację, aby nie doszło do zmniejszenia tego przydziału uprawnień, musi ustanowić CNP.

W przypadku podinstalacji sieć ciepłownicza, albo przedsiębiorstwo ciepłownicze, prowadzący instalację jeżeli chce otrzymać dodatkowy 30% przydział uprawnień do emisji (oprócz tego przydziału uprawnień, który wynika ze złożonego wniosku o przydział uprawnień na kolejny okres rozliczeniowy, który normalnie jest przyznawany dla sieci ciepłowniczych), musi ustanowić CNP.

W art. 10b ust.4 dyrektywy 2003/87 został wprowadzony termin 1 maja 2024 r. na ustanowienie CNP przez prowadzących instalacje posiadających podinstalacje ciepłowniczą oraz przedsiębiorstwa ciepłownicze. Termin ten nie został jednak wprowadzony do zmienionego projektu rozporządzania FAR. Zgodnie z art. 4 rozporządzenia FAR, CNP jest częścią wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień. Termin do przedłożenia wniosku został określony na dzień przed 30 maja, albo jeśli państwo członkowskie określiło alternatywny termin, który to termin nie może być dłuższy lub krótszy niż miesiąc (Państwa członkowskie mogą ustanawiać alternatywne terminy na złożenie takiego wniosku, które nie mogą jednak być dłuższe ani krótsze o więcej niż jeden miesiąc w porównaniu z terminem przewidzianym w pierwszym akapicie.)

Polska skorzystała z odstępstwa i ustanowiła w art. 26a ustawy z dnia 12 czerwca 2015 r o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz. U. z 2023, poz.589 ze zm. dalej: „ustawa ETS”) alternatywny termin, to jest 29 czerwca.

W związku z powyższym termin złożenia CNP do właściwego organu jest tożsamy z terminem złożenia wniosku o przydział uprawnień – w przypadku PL jest to 29 czerwca 2024 r. zgodnie z art. 26b ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.

CNP musi zostać opracowany na formularzu, przygotowanym przez Komisję Europejską i dostępnym pod adresem w angielskiej wersji językowej Free allocation - European Commission (europa.eu)

W polskiej wersji językowej: link

Uwaga:

W formularzu nie należy wprowadzać dodatkowych kolumn i wierszy - jeśli w jednym formularzu nie mieszczą się dane i informacje, należy załączyć do formularza dodatkowe dokumenty i w zakładce K_Comments, w punkcie I Uwagi i dalsze informacje należy wprowadzić informacje o dodatkowych dokumentach załączanych do formularza.

CNP w przypadku instalacji spełniającej drugą zasadę warunkowości odnosi się do instalacji objętej zezwoleniem na emisję gazów cieplarnianych identyfikowanej przez organ właściwy i Komisję Europejską po Kodzie identyfikacyjnym instalacji w rejestrze w formacje: np. ID PL 00000000000111. Takie rozumienie instalacji i jej granic określonych w wydanym dla niej zezwoleniu powoduje, że inwestycje i działania muszą odnosić się tylko do instalacji objętej zezwoleniem, dlatego też każda zmiana w instalacji wprowadzona na skutek realizacji tych inwestycji skutkuje zmianą zezwolenia, zgodnie z art. 55 ust. 1 pkt 1 ustawy ETS (zmiany w instalacji skutkującej zmianą charakteru lub sposobu funkcjonowania instalacji; ).

W przypadku instalacji z podinstalacją sieci ciepłowniczej lub przedsiębiorstwa ciepłowniczego, dodatkowy 30% przydział dotyczy tylko podinstalacji sieci ciepłowniczej. W przypadku podinstalacji sieci ciepłownicze zakresem CNP mogą być objęte pojedyncze instalacje lub wiele instalacji należących do tego samego przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Jeżeli prowadzący instalację sieci ciepłowniczej zdecydował się dostarczyć CNP na poziomie przedsiębiorstwa, a przedsiębiorstwo ciepłownicze eksploatuje instalacje objęte EU ETS, jak również instalacje, które nie są objęte EU ETS, do jego CNP należy włączyć jedynie instalacje objęte EU ETS.

W formularzu CNP w poszczególnych arkuszach (arkusz C_InstallationDescription pkt 3, D_HistoricalEmissions pkt 3) znajdują się punkty odnoszące się do informacji o procesach nieobjętych podinstalacjami, co powoduje, iż nie kwalifikują się do bezpłatnego przydziału. Jednym z takich procesów jest wytwarzanie energii elektrycznej. Należy jednak zaznaczyć w pierwszej kolejności, że w przypadku przedsiębiorstw ciepłowniczych lub prowadzących instalacje posiadających podinstalacje sieci ciepłownicze, znaczące redukcje emisji, można wykazać tylko w zakresie podinstalacji sieci ciepłowniczej. W związku z powyższym istotną kwestią jest właściwe przypisanie emisji do poszczególnych podinstalacji oraz emisji związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej (GD 11, pkt 2.4 –„Redukcje emisji osiągnięte w ramach tych innych działań nie mogą również przyczynić się do „znaczących redukcji emisji”, które mają zostać osiągnięte w celu spełnienia warunków dodatkowych bezpłatnych uprawnień. Jeżeli przedsiębiorstwo ciepłownicze eksploatuje instalacje objęte EU ETS, jak również instalacje, które nie są objęte EU ETS, inwestycje w instalacje nieobjęte EU ETS i osiągnięte w wyniku tego ograniczenia emisji nie mogą zostać zaliczone na poczet zgodności z wymogami warunkowości.”).

W związku z powyższym nie muszą być wykazywane inwestycje w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, chyba że inwestycja ta ma wpływ na emisję w zakresie wytwarzania mierzalnego ciepła na potrzeby sieci ciepłowniczej, np. zainstalowanie kotła elektrycznego do produkcji mierzalnego ciepła eksportowanego do sieci ciepłowniczej, będzie uwzględniane w znaczącej redukcji emisji, ponieważ kocioł ten nie stanowi źródła spalania paliw (jest bezemisyjny).

Instalacja, w rozumieniu ustawy ETS to „stacjonarne urządzenie techniczne lub zespół takich urządzeń, w których są prowadzone jedno lub więcej działań określonych w załączniku nr 1 do ustawy oraz wszelkie inne czynności posiadające bezpośredni techniczny związek ze wskazanymi działaniami prowadzonymi w danym miejscu, które powodują emisję lub mają wpływ na jej wielkość; (art.3 pkt 7 ustawy ETS).

Oznacza to, że wszystkie urządzenia pomocnicze, które są niezbędne do prowadzenia danego działania z załącznika nr 1 do ustawy są częścią instalacji. W przypadku określania parametru dotyczącego mierzalnego ciepła netto wg. pkt 7 załącznika VII rozporządzenia 2019/331 „W sprawności systemu ogrzewania uwzględnia się procesy zużywające ciepło niezbędne do zarządzania produkcją i dystrybucją ciepła, na przykład odpowietrzanie, przygotowanie wody uzupełniającej i regularne przedmuchiwania, których nie można zatem uznać za procesy zużywające ciepło kwalifikujące się do przydziału uprawnień do emisji”, zatem  urządzenia pomocnicze  eksploatowane w wyniku produkcji i dystrybucji ciepła, są elementem instalacji.

Ponadto zgodnie z Wytycznymi nr 12 W zakresie wdrożenia środków poprawy efektywności energetycznej, w przypadku poprawy efektywności zalecenia odnoszą się do – do instalacji objętej systemem, w której prowadzone jest dane działanie, co za tym idzie urządzenia pomocnicze niezbędne do realizacji tego działania są częścią instalacji, a tym samy mogą przyczynić się do redukcji emisji.

Przepisy krajowe ani unijne nie określają sposobu przeliczania kosztów inwestycji i środków wykazywanych w CNP, gdy są one ponoszone w złotych i konieczności przeliczania tych kosztów na euro. Wytyczne GD 12 w zakresie pierwszej zasady warunkowości, która odnosi się do wdrożenia środków poprawy efektywności energetycznej, w przypadku sprawdzenia odstępstw dotyczących:

a)      czasu zwrotu kosztów w przypadku odpowiednich inwestycji objętych zaleceniem przekracza trzy lata;

b)     kosztów inwestycji związanych z wdrożeniem zalecenia,

wskazały, iż w przypadku walut innych niż euro stosuje się średni roczny kurs wymiany, obowiązujący w tym roku, w którym ustalono średnią cenę uprawnienia EU ETS.

Dlatego też analogiczne rozwiązanie powinno być wprowadzone w przypadku wykazania przez prowadzących instalacje i przedsiębiorstwa ciepłownicze wartość ekonomiczną dodatkowego 30% przydziału uprawnień do emisji do wartości inwestycji, która musi być co najmniej równoważna temu przydziałowi. W związku z tym, przeliczanie kosztów inwestycji, wymaganych do spełnienia wymogów realizacji CNP należy stosować na podstawie danych z 2023 r., ponieważ zgodnie z Wytycznymi do CNP wartość inwestycji w redukcję emisji przelicza się na podstawie średniej ceny uprawnień do emisji na wspólnej platformie aukcyjnej w 2023 r., co oznacza, iż należy przyjąć w przeliczeniu inwestycji z złotych polskich na euro średni roczny kurs z roku 2023.

Zgodnie z art. 11 dyrektywy 2003/87, do dnia 30 czerwca każdego roku właściwe organy mają przekazywać liczbę uprawnień bezpłatnie przydzielonych operatorom w danym roku  („2.Do dnia  30 czerwca  każdego roku właściwe organy wydają liczbę uprawnień, które mają być przydzielone w danym roku, obliczonych zgodnie z art. 10, 10a i 10c.). Regulacja ta została uszczegółowiania w art. 48 ust. 1 rozporządzenia 2019/1122, które mówi, że – „Krajowy administrator wskazuje w tabeli krajowego rozdziału uprawnień dla każdej instalacji stacjonarnej, każdego roku i każdej podstawy prawnej określonej w załączniku X, czy dana instalacja powinna otrzymać przydział na odnośny rok.”

Takie podejście jest potwierdzone w Wytycznych 11 „W sprawie zharmonizowanej metodologii przydziału bezpłatnych uprawnień w ramach EU ETS – zmiana w 2024 r. dotyczące planów neutralności klimatycznej jako warunku przydziału bezpłatnych uprawnień”  dalej zwane: „GD11”, w których stwierdzono, że przydział dodatkowych uprawnień lub brak zmniejszenia przydziału jest podyktowane spełnieniem warunków określonych w art. 22b FAR. Jednym z tych warunków jest obowiązek weryfikacji wdrażania CNP. Weryfikacja będzie odbywała się co 5 lat, pierwsza weryfikacja będzie przeprowadzana wraz z raportem dotyczącym poziomu działalności (ALC) do dnia 31 marca 2026 r., a kolejne co 5 lat. Jednakże wydanie uprawnień do emisji następować będzie co roku, po spełnieniu warunku odnoszącego się do zadawalającej weryfikacji wdrożenia CNP w pierwszym roku okresu przydziału czyli 2026. Wynika to z faktu, iż – „właściwy organ uwzględni to w swoim wykazie krajowych środków wykonawczych i poinformuje Komisję, że (w tym momencie) zmniejszenie bezpłatnych uprawnień o 20 % nie ma zastosowania w przypadku podinstalacji p-BM lub że prowadzący instalację posiadający sieć ciepłowniczą przedłożył CNP i zweryfikował osiągniecie kamieni milowych i celu w roku 2025 lub przedsiębiorstwo ciepłownicze przedłożyło CNP dla instalacji ETS i zostały zweryfikowane osiągnięte kamienie milowe i cel w roku 2025,  kwalifikuje się do 30 % dodatkowego przydziału bezpłatnych uprawnień.” Wykaz krajowych środków wykonawczych, o którym jest mowa w art. 14 FAR, jest podstawą określania liczby bezpłatnych uprawnień do emisji w danym okresie przydziału, czyli na lata 2026-2030 i jest publikowany przez Ministra ds. Klimatu w BIP zgodnie z art.26e ust.3 ustawy ETS.

Minimalna zawartość CNP została wyszczególniona w załączniku do rozp. (UE) 2023/2441 oraz odzwierciedlona na formularzu excel opracowanym przez KE (polska wersja językowa dostępna jest pod linkiem: link

Zawartość CNP obejmuje: ogólne informacje o instalacji, dane nt. emisji historycznych, kamienie milowe i wartości docelowe służące osiągnięciu celu neutralności klimatycznej, ocenę ilościową i jakościową szacunkowego wpływu każdego środka i każdej inwestycji na obniżenie emisji gazów 

Właściwym organem do składania oraz formalnej oceny CNP jest Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE) , zgodnie z art. 26b ust. 1 ustawy ETS.

Podstawowe informacje i dane o instalacji, które powinno się przedstawić w CNP obejmują: nazwę prowadzącego instalację, jak również numer/oznaczenie i datę pierwszego oraz numer/oznaczenie i datę ostatniej zmiany zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych, które instalacja otrzymała na podstawie art. 54 ustawy ETS, w tym szczególność:

a)      nazwa i adres instalacji;

b)     identyfikator instalacji stosowany w rejestrze Unii;

c)      identyfikator zezwolenia i data wydania pierwszego zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych, które instalacja otrzymała na podstawie art. 6 dyrektywy 2003/87/WE;

d)     identyfikator zezwolenia i data wydania ostatniego zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych dla instalacji na podstawie art. 6 dyrektywy 2003/87/WE;

e)     nazwa i adres operatora instalacji, informacje kontaktowe upoważnionego przedstawiciela i głównej osoby wyznaczonej do kontaktów, jeżeli są inne;

f)       w przypadku gdy przedsiębiorstwo ciepłownicze przedkłada plan neutralności klimatycznej na poziomie przedsiębiorstwa, informacje, o których mowa w lit. a)–e), dotyczące każdej instalacji powiązanej z tym przedsiębiorstwem lub przez nie obsługiwanej oraz objętej jego planem neutralności klimatycznej, w tym opis powiązań z tym przedsiębiorstwem ciepłowniczym.

Jeżeli CNP składany jest na poziomie przedsiębiorstwa ciepłowniczego należy wymienić wszystkie instalacje objęte EU ETS w ramach przedsiębiorstwa ciepłowniczego powiązane i obsługiwane przez tego przedsiębiorcę arkusz B_InstallationData, pkt. II.2.b. Dla instalacji wchodzących w skład przedsiębiorstwa ciepłowniczego „indywidualny poziom emisji” jest określany jako „średnia emisja w odpowiednim okresie odniesienia, dla podinstalacji wyrażona jako (tCO2eq/TJ),” dla znaczącej redukcji emisji, w przypadku pozostałych podinstalacji znajdujących się w ramach przedsiębiorstwa, emisję także należy wykazać jako sumę średniej emisji w odpowiednim okresie odniesienia dla przydziału, dla podinstalacji wyrażoną jako (tCO2eq/jednostka działalności),”

Opcjonalnie można wykazać bezwzględną emisję na poziomie całej instalacji lub każdej podinstalacji, wyrażanej jako (tCO2eq).

Dla instalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów wyższych niż 80 percentyl poziomów emisji (p-BM) CNP jest przygotowany dla całej instalacji, nawet jeśli tylko jedna z jej podinstalacji jest powyżej 80 percentyla.

Natomiast w przypadku ciepłownictwa zakres CNP może obejmować pojedyncze instalacje lub wiele instalacji należących do tego samego przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Jeżeli przedsiębiorstwo ciepłownicze zdecydowało się na CNP na poziomie przedsiębiorstwa, a w skład tego przedsiębiorstwa ciepłowniczego wchodzą instalacje objęte EU ETS, a także nie objęte EU ETS, wówczas w CNP należy uwzględnić wyłącznie instalacje objęte EU ETS.

Specyficzne historyczne emisje instalacji oznaczają średnią emisję z okresu odniesienia 2019-2023, określaną w raporcie dotyczącym danych podstawowych wykorzystywanym do obliczenia bezpłatnego przydziału uprawnień na lata 2026–2030 (BDR). Emisje historyczne należy podać jako emisję indywidualną (tCO2eq/jednostkę poziomu działalności) dla każdego roku w okresie odniesienia i oddzielnie dla każdej podinstalacji objętej benchmarkiem.

Kamienie milowe oznaczają wskaźniki jakościowe w odniesieniu do postępów w realizacji środka lub inwestycji z zamiarem osiągnięcia celu polegającego na osiągnięciu neutralności klimatycznej do 2050 r., określonego w art. 2 rozporządzenia (UE) 2021/1119, na poziomie instalacji lub opcjonalnie na poziomie przedsiębiorstwa w przypadku operatorów sieci ciepłowniczych, na podstawie art. 10a ust. 1 akapit piąty oraz art. 10b ust. 4 akapit trzeci dyrektywy 2003/87/WE, np.

• Podjęta decyzja dotycząca finansowania inwestycji;
• Uzyskane pozwolenia na budowę;

Wartości docelowe oznaczają wskaźniki ilościowe w odniesieniu do postępów w realizacji środka lub inwestycji z zamiarem osiągnięcia celu polegającego na osiągnięciu neutralności klimatycznej do 2050 r., określonego w art. 2 rozporządzenia (UE) 2021/1119, na poziomie instalacji lub opcjonalnie na poziomie przedsiębiorstwa w przypadku operatorów sieci ciepłowniczych, na podstawie art. 10a ust. 1 akapit piąty oraz art. 10b ust. 4 akapit trzeci dyrektywy 2003/87/WE, np.

• Względna redukcja emisji (%) w roku X w porównaniu z emisjami historycznymi (wskaźnik emisji na produkt). Redukcja ta odnosi się do wartości wyrażonych w  %.Bezwzględna redukcja emisji w roku X w porównaniu z emisjami historycznymi (dla całej podinstalacji). Redukcja ta wyrażana jest w tonach emisjiWzględna redukcja konkretnych emisji w roku X w porównaniu z indywidualnym poziomem emisji, wyrażona w tonach CO2 na teradżul {t CO2/TJ] dostarczonego ciepła do sieci ciepłowniczej, z instalacji lub przedsiębiorstwa ciepłowniczego;Względna redukcja poniżej odpowiedniego poziomu BM.

Inwestycje finansowane z innych źródeł publicznych lub instrumentów finansowych mogą zostać uwzględnione w CNP, jednakże ten sam koszt nie może zostać pokryty dwukrotnie, czyli nie może zostać objęty warunkowym przydziałem bezpłatnych uprawnień. Innymi słowy, koszty inwestycji finansowanych z innych środków/instrumentów publicznych, nie mogą być liczone jako koszty kwalifikowalne inwestycji mających na celu osiągnięcie znaczących redukcji emisji na potrzeby warunkowego przydziału bezpłatnych uprawnień.

Zgodnie z wytycznymi GD11 inwestycje i środki muszą zostać wdrożone najpóźniej w 2029 r., aby mogły zostać uwzględnione przy określaniu "znaczącej redukcji emisji" w 2030 r. Jednak ponieważ interpretacja przepisów w dyrektywie ETS, rozporządzeniu FAR czy rozporządzeniu CNP w tym zakresie nie jest jednoznaczna prowadzone są jeszcze wyjaśnienia tej kwestii z KE.

Co do zasady nie ma ograniczeń dot. rozpoczęcia inwestycji, niemniej jednak inwestycje dokonane przed ustanowieniem CNP mogą zostać włączone do CNP, o ile finansowane środki staną się skuteczne (a tym samym wpływają na emisje) dopiero po okresie odniesienia (2019–2023). Co oznacza, że jeśli inwestycja zakończyła się w ostatnich miesiącach rok 2023 lub 2024 i nie miała wpływu na poziom emisji to takie inwestycje można ująć w CNP. Potwierdzeniem będą dane z raportu ALC, które pokazuje wielkości produkcji i związane z nim emisje oraz raport na temat wielkości emisji za lata okresu odniesienia.

CNP, tak jak wskazano w pytaniu 7, dotyczy tylko instalacji objętej EU ETS w granicach określonych w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych wydanym dla instalacji. W przypadku przedsiębiorstwa ciepłowniczego w CNP mogą się znaleźć tylko te instalacje, które są objęte EU ETS, a nie wszystkie należące do tego przedsiębiorstwa. Sieć ciepłownicza nie jest częścią instalacji objętej ETS, podejście takie wynika z brzmienia przepisów w tym definicji zawartej FAR między innymi:

4) „sieć ciepłownicza” oznacza dystrybucję mierzalnego ciepła w celu ogrzewania lub chłodzenia przestrzeni lub w celu wytwarzania ciepłej wody do użytku domowego za pośrednictwem sieci, do budynków lub obiektów nieobjętych EU ETS, z wyjątkiem mierzalnego ciepła stosowanego do wytwarzania produktów i powiązanych działań lub do wytwarzania energii elektrycznej;

5) „podinstalacja sieci ciepłowniczej” oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które nie są objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i które odnoszą się do wytwarzania, wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, lub do obu tych sytuacji, mierzalnego ciepła, które jest wyprowadzane do celów sieci ciepłowniczej; 

Z podinstalacji sieci ciepłowniczej jest wyprowadzone ciepło do sieci, czyli poza instalację EU ETS, w związku z powyższym CNP nie dotyczy sieci ciepłowniczej a instalacji, w których zostały wyodrębnione podinstalacje sieci ciepłowniczej.

Ciepło wytwarzane w spalarniach odpadów komunalnych uważa się za ciepło spoza EU ETS, dlatego nie ma wpływu na emisyjność instalacji objętej EU ETS. Na wprowadzone do instalacji mierzalne ciepło ze spalarni odpadów komunalnych lub odpadów niebezpiecznych nie przydziela się uprawnień do emisji, jednakże emisja pochodząca ze spalania odpadów jest monitorowana zgodnie z regułami zawartymi w rozporządzaniu 2018/2066 w art. 38 ust. 5:

„5. W przypadku odesłania do niniejszego ustępu biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wykorzystywane do spalania spełniają kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001. 

Jednak biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wyprodukowane z odpadów i pozostałości innych niż pozostałości z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa muszą spełniać jedynie kryteria określone w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001. Niniejszy akapit stosuje się również do odpadów i pozostałości, które, zanim zostaną przetworzone w biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, najpierw są przetwarzane w produkt.

Energia elektryczna, energia ciepła i chłodu wytwarzane ze stałych odpadów komunalnych nie podlegają kryteriom określonym w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001.

Kryteria określone w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 stosuje się niezależnie od pochodzenia geograficznego biomasy.

Art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ma zastosowanie do urządzenia zgodnie z definicją w art. 3 lit. e) dyrektywy 2003/87/WE. Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ocenia się zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy. W przypadku gdy biomasa wykorzystywana do spalania nie spełnia wymogów niniejszego ustępu, jej zawartość węgla pierwiastkowego uznaje się za węgiel kopalny.”

Jako środek do realizacji celów redukcji można uwzględnić paliwa alternatywne pochodzące ze strumienia odpadów, ale działanie to musi być realizowane w instalacji objętej EU ETS.

Uprawnienia do emisji są przydzielane instalacji objętej EU ETS, wyjście z systemu powoduje utratę uprawnień do emisji, również z CNP. W przypadku gdy źródła wytwarzania ciepła w instalacji objętej systemem ETS zastępuje się innym źródłem nieemisyjnym, a moc instalacji spełnia progi kwalifikacji do systemu ETS, instalacja objęta jest systemem i otrzymuje uprawnienia.

Dla energii elektrycznej wykorzystywanej do produkcji ciepła przyjmuje się następujące wskaźniki zgodnie z GD 5 tabela 5

Tabela: Współczynnik emisyjności (EF) do wykorzystania w odniesieniu do przypisanych emisji dla różnych źródeł, z których wytwarzane jest mierzalne ciepło (przypadki nie wykluczają się wzajemnie i w stosownych przypadkach można je połączyć)

* Śródokresowy wskaźnik emisji stosowany do celów przypisania emisji różni się od wskaźnika stosowanego do przydziału w zakresie, w jakim roczny wskaźnik redukcji stosuje się od roku 2007/2008 do lat wykorzystanych do aktualizacji wskaźnika emisyjności. Na przykład w odniesieniu do okresu, na który przydzielane są uprawnienia, 2026–2030 śródokresowy wskaźnik emisyjności oparty na cieple oblicza się, stosując roczną stopę redukcji za 14 lat od 2007/2008 do 2021/2022.

Śródokresowy wskaźnik emisji zostanie zastosowany automatycznie i nie musi być podawany w BDR.

Tak, jeśli w raporcie zostanie wykazana energia elektryczna wytworzona w oparciu o OZE i prowadzący instalację wykaże zużycie tej energii w instalacji, w której zainstalowany jest kocioł elektryczny, jak przedstawia poniższa tabela.

Emisja wykazywana jest w raportach na temat wielkości emisji oraz w raportach ALC i jeśli na potrzeby raportu o wielkości emisji będzie wykazany biogaz lub bioolej jako spełniające kryteria KZR nie ma potrzeby pokazywania dodatkowych dowodów.

Emisja wykazywana jest w raportach na temat wielkości emisji oraz w raportach ALC i jeśli na potrzeby raportu o emisjach będzie wykazany strumień odnoszący się do wodoru to zmniejszy się wskaźnik emisyjności na 1 TJ, czyli tak.

CNP jest ustanowiony do roku 2050 i podlega weryfikacji co 5 lat. W przypadku braku redukcji w kolejnych okresach KE prawdopodobnie może nie przydzielić uprawnień w kolejnych latach, jeśli taki przydział będzie nadal przysługiwał. Komisja pracuje nad rozwiązaniami prawnymi w tym zakresie.

Tak, wyjaśniono w pkt 21.

Dla każdego produktu wyznaczone są odrębne wskaźniki określone zgodnie z narzędziem CHP.

Nie. Znacząca redukcja emisji jest wykazywana na indywidualnym benchmarku na produkcję ciepła instalacji objętej EU ETS, więc zmniejszanie produkcji nie spowoduje zmiany w emisyjności podinstalacji.

Nie, zgodnie z wytycznymi znacząca redukcja musi zostać dokonana po okresie odniesienia (2019-2023). Tym samym, jak wspomniano w pkt 23, inwestycje dokonane przed ustanowieniem CNP mogą zostać włączone do CNP, o ile wpływają na emisję dopiero po okresie odniesienia (2019–2023).