Nie ma prawnego obowiązku składania PNK. Operatorzy składają go wyłącznie wtedy, gdy chcą otrzymać dodatkowe 30% bezpłatnych uprawnień do emisji. Jeżeli prowadzący instalacje nie przedłożył planu lub po przedłożeniu go w wyznaczonym terminie ostatecznie zrezygnował z jego realizacji, dana instalacja nie otrzyma dodatkowego 30% przydziału uprawnień do emisji dla ciepłownictwa.

PNK jest częścią wniosku o przydział uprawnień do emisji weryfikowanym przez KOBiZE. Nie ma odrębnej formalnej procedury zatwierdzania PNK. Jeśli KOBiZE nie zgłosiło uwag do przedłożonego planu w trakcie weryfikacji wniosku, lub po ich zgłoszeniu przyjęło stosowne wyjaśnienie, złożony plan uważa się za zatwierdzony. Analogicznie postępuje się w przypadku aktualizacji planu.

Znacząca redukcja emisji oznacza redukcję emisji o minimum 30,4% względem poziomu bazowego, tj. wzglądem średniej emisji z lata 2019–2023. Zgodnie z przepisami znacząca redukcja musi zostać osiągnięta przed 2030 rokiem. Oznacza to, że inwestycje i środki, które można uwzględnić przy określaniu „znaczącej redukcji emisji” muszą być wdrożone najpóźniej w 2029 roku. Jednocześnie jeśli inwestycje zostaną ukończone po 30 czerwca 2029 r. i biorąc pod uwagę sezonowy charakter działalności sieci ciepłowniczej, możliwe jest przedstawienie osiągnięcia znacznej redukcji emisji odzwierciedlonej w rocznym raporcie na temat wielkości emisji przedłożonym za 2030 r. W takim przypadku należy jednak przedstawić dowody potwierdzające, że inwestycja została zrealizowana i była w pełni operacyjna do dnia 31 grudnia 2029 r. (wytyczne GD 11, link: Przydziały uprawnień instalacje 2026-2030 - KOBiZE).

Wydanie dodatkowych 30% uprawnień do emisji następuje, zgodnie z przepisami art. 3d rozporządzenia 2019/1842, po uznaniu przez organ spełnienia warunków zwiększenia przydziału. Jeżeli organ podjął decyzję w trakcie okresu, prowadzący instalacje otrzyma dodatkowe 30% uprawnień do emisji za wszystkie poprzednie lata okresu w roku, w którym organ podjął decyzję. W pozostałych latach okresu przydział dodatkowych 30% uprawnień będzie dodawany do rocznego przydziału uprawnień i wydawany co roku.

Sprawozdanie dotyczące neutralności klimatycznej (tzw. CNR - Climate Neutrality Report, pol. wer. językowa SNK) wraz ze sprawozdaniem z jego weryfikacji do dnia 31 marca 2026 r. należy składać do KOBiZE. Formularz dostępny jest w sekcji Przydziały uprawnień instalacje 2026-2030 - KOBiZE.

Szczegółowe informacje zawarte zostały w załączniku nr II rozporządzenia 2025/772 oraz w formularzu udostępnionym przez KE link do polskiej wersji formularza zamieszczono przy odpowiedzi na pytanie nr. 5.

Tak, w tym sprawozdaniu przedkładanym w 2026 r. należy rozliczyć lata 2024–2025.

Co do zasady przepisy nie określają sztywnego limitu emisji konkretnie dla roku 2025, ani trajektorii znaczącej redukcji. Sprawozdanie dotyczące planu neutralności klimatycznej (tzw. CNR-Climate Neutrality Report, pol. wer. językowa SNK), składane w marcu 2026 r., musi wykazać osiągnięcie kamieni milowych i celów wyznaczonych w planie neutralności klimatycznej (PNK) za okres do 31 grudnia 2025 r. Szczegółowe wyjaśniania zostały zamieszczone w dokumencie wytycznych GD11 (link: Przydziały uprawnień instalacje 2026-2030 - KOBiZE).

SNK składany w marcu 2026 r. ma na celu potwierdzenie, że kamienie milowe i cele zaplanowane na okres do końca 2025 r. zostały osiągnięte.

Nie. Do rozliczenia celów do 2025 r. weryfikator sprawdza osiągnięcie kamieni milowych/wartości docelowych określonych na ten okres. Dokumenty „prawnie wiążące” dotyczą decyzji organu o wydanie dodatkowego 30% przydziału. Weryfikator nie ocenie tych dowodów.

Tak. Zgodnie z przepisami właściwy organ może zgłosić uwagi do raportu z weryfikacji SNK niezależnie.

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).